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低渗透油田提高A加密区单井产量的现场试验

2021-08-25杨硕大庆油田有限责任公司第十采油厂

石油石化节能 2021年8期
关键词:井网压裂液含水

杨硕(大庆油田有限责任公司第十采油厂)

对于低渗油田,近几年开发实践表明,加密调整是改善低渗油田开发效果、建立有效驱动体系的有效手段。由于原基础井网的油水井都采用压裂方式完井,随着注水开发时间的延长,地下油水动态关系复杂,给加密井的压裂优化提出了更高的要求[1]。A区块属于低渗透油田三类区块,储层平均有效孔隙度为16.0%,平均空气渗透率为9.0×10-3μm2,依据油藏布井方案,针对基础井网不同,采取不同的加密方式,在300×300m井网采用井间加井、排间加排的加密方式,而在450×160m井网,采用东西向井间均匀布2口井的方式。在区块加密开发中存在两方面不利因素:加密井井距较小,压裂规模不易控制;储层受效不均衡等问题[2]。开发实践表明,尽量延长低含水开采时间是提高油田开发效果的关键。

1 存在的问题

A区块位于低渗透油田背斜构造较缓东翼的东北边部,属于油田三类区块,主体是一个由南向北倾没的断鼻构造。在该区块的加密中,存在以下问题:

1.1 砂体发育零散

A区块属于B区块扩边区,砂体发育规模较小,现井网条件下不连通层及单向连通层比例较大,对砂体控制程度较低。统计本区44口井共151个层,单向连通和不连通层105个,占总层数的69.5%;单向连通和不连通层厚度239.4m,占总厚度的69.8%。

1.2 单向水驱储量所占比例较大

A区块在目前井网条件下水驱控制程度为71.8%,其中一类储层水驱控制程度较高,为93.5%,二类和三类储层水驱控制程度较低,分别为49.63%和66.87%。在水驱储量中,单向水驱控制储量所占比例57.45%,各类储层均在50%以上。

1.3 储层渗流阻力大

由于区块储层物性差,油层导压能力低,注水井附近憋压严重,注水井的启动压力逐年抬升,注水压力由转注时的10.8MPa上升到目前13.89MPa。注水井地层压力由2012年的23.11MPa上升到2018年的26.78MPa,油井地层压力由2012年的7.77MPa下降到2018年的4.01MPa,注采压差上升到目前的22.77MPa。

1.4 加密区块的压裂规模控制

2016年确定了150×150m小井距加密开发方式,井排方向与人工裂缝方向基本一致。且老井都经过压裂,裂缝半长100m,老井平均含水34.1%,为避免邻井裂缝串通导致含水上升,要求加密井裂缝半长必须控制在适当范围以内,控制难度较大。

1.5 储层伤害

A区块有效孔隙度16%,空气渗透率9.0×10-3μm2,砂岩以泥质胶结为主,平均泥质含量16.3%。以往的压裂开发经验表明,储层渗透率越低,储层伤害影响越大。

2 现场试验

2.1 设计方法

A加密井压裂设计方法单一,层数多,如果按原有设计施工压裂施工费用较高。需要根据储层砂体发育及连通状况确定储层分类改造原则[3]。

2.1.1 A区块地质特征

A区块位于背斜构造较缓东翼的东北边部,属于油田三类区块,主体是一个由南向北倾没的断鼻构造。区块西部及内部四条近南北向延伸的正断层,把区块分割成地垒和地堑,含油面积3.64km2,地质储量193.0×104t。岩石成份为不等粒混杂型碎屑硬质长石砂岩,以泥质胶结为主,平均有效孔隙度为16.0%,空气渗透率9.0×10-3μm2,含油饱和度56.0%,属低孔、特低渗透储层。地面原油黏度17.79mPa·s,原油密度0.8424g/cm3,凝固点27.76℃,含蜡量20.71%,含胶量11.39%。地层压力系数为0.84,属正常压力系统油藏。地温梯度为5.0℃/100m,属较高地温梯度油藏[4-5]。

2.1.2 A区块布井特征

依据油藏布井方案,针对基础井网不同,采取不同的加密方式,在300×300m井网采用井间加井、排间加排的加密方式,而在450×160m井网,采用东西向井间均匀布2口井的方式。共布加密采油井31口,水井9口,注采系统调整转注6口,基础井网完钻井投注1口。

通过采用个性化压裂规模设计,来实现整体压裂与加密井网的匹配[6]。针对基础井网老井压裂半缝长100m的实际情况,采用个性化压裂施工设计,控制含水,提高产能。适当缩短一类储层压裂裂缝半长,延长三类储层裂缝半长。考虑到加密后油水井关系及注水状况,为了避免新老井裂缝沟通,结合精细地质研究成果,依据地质布井方案,实现原井网排间加密时一类油层采油井设计采用40~50m的支撑裂缝半长;二类油层采油井设计采用50~75m的支撑裂缝半长;三类油层采油井设计采用75~100m的支撑裂缝半长。原井网井间加密时一、二类油层采油井设计采用30~60m的支撑裂缝半长;三类油层采油井设计采用60~80m的支撑裂缝半长。

2.1.3 优选药剂

提升优选压裂液返排率,降低储层伤害程度。A区块平均空气渗透率为9.0×10-3μm2,砂岩以泥质胶结为主,平均泥质含量16.3%。分析认为,压裂对储层主要有两种伤害:一是压裂液残渣易堵塞孔喉;二是黏土膨胀造成渗透率下降。为了降低压裂液残渣对地层的伤害,优化了具有残渣含量低、携砂性能好的超级胍胶压裂液及三元破胶体系,与常规压裂液体系相比,超级胍胶的亲水基团分布在分子表面,具有粉质更加均匀细腻、溶胀速度快、溶胀性能好、基液黏度高的特点,三元破胶技术则通过加入助破胶剂,降低破胶反应活化能,保证压裂液在30℃时破胶液黏度控制在5mPa·s以下[7]。

室内评价实验结果表明,超级胍胶压裂液能适应储层超低温条件要求,在30℃时剪切40min黏度203.1mPa·s,满足现场施工需要,超级胍胶压裂液流变性能指标见表1。从压裂液破胶性能指标看,超级胍胶在30℃条件下,压裂液能及时破胶,且残渣含量低,能够提升压裂液返排率,降低储层伤害程度。

表1 超级胍胶压裂液流变性能指标

制定压裂液配方:

1)基液:0.25%超级胍胶+0.05%碳酸钠+0.02%碳酸氢钠+0.1%JX-D助排剂+0.05%SP169破乳剂+0.4%ZW-11植物胶稳定剂。

2)交联剂:8%有机硼交联剂+8%深层用150B高温交联剂(交联剂量的百分比)。

3)交联比:50∶1。

与A区块的基础井网相比,优选的压裂液返排率由31.7%到41.5%,提高了9.8个百分点,降低了储层伤害。31口加密油井目前综合含水25.4%,低含水(小于20%)井比例达到83.8%,加密井综合含水得到较好控制,加密井综合含水统计见表2。

表2 加密井综合含水统计

结果显示,水井排油井适当控制压裂规模,油井含水28.9%,含水得到较好控制。油井排油井加大压裂规模,油井日产液3.2t,提高了产量[8]。

2.2 选层方法

重复压裂的油井需要选择油层物性好、水驱程度高、累计注采比高、水淹半径小、及相关的基础资料。为扩大选井的范围,提高工作效率,2018年信息中心技术人员依据已有的油水井资料,编制了老井压裂选井选层程序,实现了压裂选井微机化[9-10]。老井压裂选井选层程序已挂在网页上,技术人员只要输入井号,即可获得所需要的基础数据大幅提高了工作效率。

3 效益分析

A加密区共压裂31口油井,工艺成功率100%。选择其中的10口井对比分析,发现初期平均单井日产油4.7t,目前单井日产油2.8t,比压裂前增加1.1t,累计增油3682t,累计增加效益105.9万元,达到了预期的目的,A加密区单井产量的效果对比见表3。

表3 A加密区单井产量的效果对比

4 结论

1)针对不同井、储层的具体特点个性化压裂施工设计,实现了整体压裂规模与加密井网的较好匹配,加密井达到控制含水、提高产量的目的。与A区块的基础井网相比,优选的压裂液返排率由31.7%到41.5%,提高了9.8个百分点,降低了储层伤害,综合含水25.4%,低含水(小于20%)井比例达到83.8%,加密井综合含水得到较好控制。

2)通过优选储层保护措施,提高了压裂液返排率,降低了储层伤害,强化了试验区加密井效果。目前老井压裂选井选层程序,已挂在网页上,技术人员只要输入井号,即可获得所需要的基础数据。原来需要1h的工作量,现在只需要10min,工作效率提高了6倍。

3)压裂现场试验实施后,加密区油水井取得较好试验效果,同时又降低了投资,为同类型加密区压裂优化提供了借鉴。

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