顺北断溶体油藏重复酸压时机优化研究

2021-11-13兵李春月房好青徐家年向祖平刘先山

非常规油气 2021年5期

赵兵李春月房好青徐家年向祖平刘先山

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术研究院,乌鲁木齐 830011;

2.重庆科技学院,重庆 401331)

0 引言

酸压技术是碳酸盐岩油藏增长的重要手段,目前国内外学者在碳酸盐岩储层酸压机理、酸压工艺、酸蚀裂缝导流能力实验等方面进行了研究,在酸压工艺优化、酸蚀裂缝导流能力影响因素等方面取得了许多认识和成果[1-8]。近年来,也有不少学者在重复酸压理论与技术、重复酸压可行性研究、重复酸压效果评价等方面进行了相关研究,在对重复压裂裂缝延伸方式及判断方法、重复酸压井效果综合评价基础上,建立重复酸压井选井、选层原则[9-15];通过优选酸液配方、注入量、注入工艺、使用转向剂等提高重复酸压效果[16-17]。顺北5断裂带5-2井酸化后效果不理想,在顺北断溶体油藏重复酸压时机选择方面仍然有诸多问题:地层压力下降对最终产能有何影响;地层压力下降到何时开展酸压最为有利;酸压裂缝导流能力、渗透率随生产过程变化情况有待研究;酸压最佳增产时机尚不明确。前人未开展天然裂缝、人工裂缝随地层压力变化后对酸压井产能影响规律模拟,未开展重复酸压时机优化研究。该研究拟在顺北5-2井区典型单井数值模拟模型基础上,结合天然裂缝、酸压裂缝渗透率随地层压力衰减变化规律,研究顺北断溶体油藏重复酸压最佳酸压时机。

1 顺北5-2井区概况

顺北区块位于顺托果勒低隆的北部,处于阿瓦提、满加尔坳陷与沙雅隆起的结合部,构造位置有利,油源充足,是油气长期运移聚集的有利区[18]。顺北断溶体油藏主要分1,3,5,7号主断裂带和次级断裂带,储层储集空间类型划分为裂缝、孔隙和溶洞3大类。截止目前顺北完钻井22口,建产20口,日产油1 154.6t,日产气42.84万m3,累产油41.11万t,累产气1.69亿m3,潜力可观。顺北5-2井区面积约67.29 km2,总井数9口,主要目的层为中-下奥陶统的一间房和鹰山组。前期地震、测井、试井等研究表明工区洞穴岩相有效孔隙度为16%～35%,平均20.8%;洞穴岩相渗透率为192～1 122 mD,均值350 mD;孔洞岩相孔隙度为2.0%～4.1%,均值为2.76%;渗透率为2～15 mD,均值6.4 mD;裂缝相孔隙度均值为0.2%,裂缝渗透率均值Ki为182 mD、Kj为969 mD、Kv为969 mD。

2 天然裂缝与酸压裂缝应力敏感性实验

顺北断溶体油藏储层天然裂缝(储层岩石原始存在的微裂缝)渗透率低、连通性差,油井自然产能低,酸压是此类油藏油井增产的重要手段。油井酸压改造后形成的人工裂缝(酸压产生的裂缝)是储层主要的渗流通道,当地层压力衰减时,裂缝系统受应力敏感性影响,渗透率下降,油井产能下降[19-20]。

2.1 天然裂缝渗透率应力敏感性测试

将储层岩心制备成Ф25 mm×50 mm 岩心,在岩石力学实验机上加压,模拟天然裂缝,通过变围压方式测试天然裂缝应力敏感性[21-22]。引入渗透率变化系数(测试围压下渗透率与原始渗透率比值),可将实验测试结果转换成不同地层压力下的渗透率变化关系曲线,如图1所示。可以看出,随着生产进行,地层压力从85.6 MPa下降到73 MPa,有效应力急剧增加,裂缝快速闭合,导致其渗透率快速下降90.89%;地层压力下降到73 MPa之后,天然裂缝渗透率下降速度减缓。

图1 顺北断溶体油藏天然裂缝渗透率应力敏感曲线Fig.1 Stress sensitivity curve of natural fracture per meability in Shunbei fault solution reservoir

2.2 人工裂缝渗透率应力敏感性测试

利用制备的API导流能力测试标准岩板,通过改变闭合压力方式测试人工裂缝导流能力及渗透率随闭合压力变化规律。引入渗透率变化系数(测试闭合压力下渗透率与原始渗透率比值),可将实验测试结果转换成不同地层压力下的渗透率变化关系曲线,如图2所示。可以看出,随着生产进行,地层压力从85.6 MPa下降到70 MPa,有效应力急剧增加,裂缝快速闭合,导致其裂缝渗透率快速下降55%;地层压力下降到70 MPa之后,人工裂缝渗透率下降速度减缓。

图2 顺北断溶体油藏人工裂缝渗透率应力敏感曲线Fig.2 Stress sensitivity curve of artificial fracture per meability in Shunbei fault solution reservoir

2.3 重复酸压裂缝应力敏感性测试

利用储层岩心制备6组API导流能力测试岩板,分别在闭合压力0 MPa,5 MPa,10 MPa,15 MPa,20 MPa和25 MPa下注酸刻蚀岩板;然后测试6组岩板导流能力及渗透率随闭合压力变化情况。引入渗透率变化系数(测试闭合压力下渗透率与原始渗透率比值),可将实验测试结果转换成不同地层压力下的渗透率变化关系曲线,如图3所示。可以看出,随着有效应力增加,以原始地层压力下重复酸压后渗透率恢复程度为基准,重复酸压时间越晚,渗透率恢复程度越低;地层压力下降到70 MPa前重复酸压,渗透率可恢复到原始地层渗透率的88%以上;地层压力下降到70 MPa后重复酸压,渗透率可恢复程度较低,当地层压力下降到60 MPa时重复酸压,渗透率只能恢复到原始地层渗透率的60%。

图3 不同时机重复酸压的应力敏感曲线Fig.3 Stress sensitivity curve of repeated acid fracturing on different machines

3 酸压增产时机优化

选择工区代表性强,生产、测试资料较齐全的SHB5-3井作为典型井,建立单井数值模拟模型,将天然裂缝和人工裂缝应力敏感性测试结果,与工区典型单井油藏数值模拟结合,即可分析地层压力衰减对油井产能的影响。将不同时机重复酸压的应力敏感测试结果,与工区典型单井油藏数值模拟结合,即可分析不同地层压力水平下酸压效果,优化重复酸压时机。

3.1 典型单井数值模拟模型

在顺北断溶体油藏整体建模基础上,建立了SHB5-3单井数值模拟模型,如图4所示。X,Y,Z网格数量为35×35×280,网格总数为343 000个;中深压力为85.6 MPa;总储量为119.04×104m3;平均裂缝孔隙度为0.002 07;平均基质孔隙度为0.041 18;平均裂缝渗透率为182.84 mD;平均基质渗透率为13.868 mD;平均含油饱和度为0.771 38。

图4 SHB5-3井单井数值模拟模型Fig.4 Single well numerical simulation model of SHB5-3 well

3.2 应力敏感性对生产的影响分析

基于典型单井数值模拟模型,分析应力敏感性对生产的影响。由表1可知,如保持相同稳产期生产,若不考虑应力敏感性的影响,将造成初期配产偏大;例如稳产期为2年时,不考虑应力敏感性配产(60.1 m3/d)较考虑应力敏感性时配产(36.8 m3/d)偏大63.32%。由表2可知,如保持相同配产量生产,若不考虑应力敏感性的影响,将造成稳产期偏大;例如配产量为40年m3/d时,不考虑应力敏感性的稳产期(3.84年)较考虑应力敏感性的稳产期(1.55年)偏大148%。因此,应力敏感性对生产有较大影响,如果不考虑应力敏感性,将极大影响开发决策。

表1 保持稳产时应力敏感性对配产量的影响Table 1 Effect of stress sensitivity on yield allocation under stable yield

表2 保持配产量时应力敏感性对稳产期的影响Table 2 The effect of stress sensitivity on stable production period while maintaining yield

3.3 酸压增产时机优化

运用单井数值模拟模型及PVT 模块中的ROCKTAB关键字,将实验所测不同时机重复酸压裂缝应力敏感性与数值模拟模型相结合,然后在SCHEDULE模块中的不同时间节点下使用与ROCKTAB 相对应的ROCKNUM 关键字,实现酸压时机的数值模拟。

SHB5-3井不同重复酸压时机下数值模拟结果见表3,可以看出,当地层压力下降到70 MPa时,SHB5-3井以40 m3的日产量生产2年,此时,油井稳产期为2.81年,稳产期末累产量4.14×104m3,稳产期末采出程度3.49%,预测期末累产量6.72×104m3,预测期末采收率5.67%。由不同酸压时机下重复酸压后累产量增幅对比可知,随着开采进行,地层压力下降到70 MPa前重复酸压,累产量增幅缓慢下降(36%下降到33.4%);地层压力下降到70 MPa后重复酸压,累产量增幅大幅降低(33.4%下降到18%)。

表3 SHB5-3井不同重复酸压时机下数值模拟生产预测Table 3 Numerical simulation production prediction of SHB5-3 well under different repeated acid fracturing timing

综上所述,优选顺北5-2井区酸压时机为地层压力下降到70 MPa。

4 应用实例

根据上述酸压时机优化结果,优选工区SHB5井进行重复酸压,该井于2017年7月23日开始投产,采油曲线如图5所示。自2017年9月27日至2018年1月27日,该井以83.6t的平均日产油量稳产4个月,更换油嘴后,再次开井,以102.37t的平均日产油量稳产6个月,2018年7月12日至2019年1月27日均处于关井阶段。该井自生产以来,除了在2017年9月27日至2017年11月4日以2.36 m3的平均日产量进行产水外,几乎没产水。截至2019年1月27日,自喷+酸压累计产油27 487.1t,累计产水131.1 m3。

图5 SHB5井综合采油曲线Fig.5 Comprehensive production curve of SHB5 well

该井于2017年9月26日11∶40～17∶02实施酸压,酸压前地层压力75 MPa,累计注入地面交联酸330 m3,注入滑溜水120 m3,当天19∶30用5.0 mm油嘴开井排酸,酸化前的平均日产油量只有36.55 t,酸化后平均日产油量达到93.12 t。由此可见,酸化前,该井所连通的储层中的天然裂缝已经连接上了孔洞或洞穴,但由于其中天然裂缝的导流能力较差,因此产量较低,通过酸化措施,极大地提升了天然裂缝的导流能力,使得产量相较于酸化前增加了1.55倍。