李建山陆红军杜现飞齐 银顾燕凌史成恩令永刚

(1.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心)

(2.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏第二项目部)

超低渗储层混合水体积压裂重复改造技术研究与现场试验

李建山1陆红军1杜现飞1齐 银1顾燕凌1史成恩2令永刚2

(1.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心)

(2.中国石油长庆油田公司超低渗透油藏第二项目部)

以华庆油田为代表的超低渗透油藏定向井单井产量低,日产量小于1.0 t的低产低效井占56.2%。常规重复压裂压裂后的油井增产效果不理想,具体表现在压裂后增产幅度小、产量递减速度快、有效期短。针对长庆油田华庆区块超低渗透储层油井的重复改造,将混合水体积压裂技术应用于老井重复压裂中,形成了老井混合水体积压裂配套工艺技术,并在考虑井网和注水条件下,进行体积压裂理论与多级暂堵多缝压裂理论的结合研究。室内工艺优化结果和9口井的现场试验表明,措施后油井的平均单井日增油量2.81 t。截至目前,平均单井有效生产天数达252天,增产效果显著。该技术的成功实施运用,为超低渗透油藏重复压裂效果的提高提供了有力的依据。

重复压裂 体积压裂 混合水压裂 增产机理 多级暂堵

国内外采用的重复压裂改造技术主要包括常规压裂技术和暂堵转向压裂技术[1]。老井重复压裂在已有人工裂缝的影响下,仅靠加砂压裂,裂缝大都会沿老裂缝延伸,不易形成新裂缝,导致重复压裂增油幅度小,有效期短。对于超低渗透储层,暂堵转向重复压裂技术从机理上可以产生出新的支裂缝或沟通更多微裂缝,扩大油井泄油面积。然而,该技术由于施工排量小,转向半径有限,其压裂后增产幅度小,有效期短。与此同时,近些年发展起来的体积压裂技术[2-4],依靠压裂形成的多条长裂缝或缝网系统,形成立体裂缝网络,增加泄流体积,其压裂后产量有了大幅度的提高。因此,将体积压裂技术引入到老井重复压裂改造中,可大幅度提高老井的单井产量。

1 混合水体积压裂重复改造思路

在超低渗透储层中,重复压裂的关键是要在原来老裂缝的基础上,形成多个新裂缝,并与天然裂缝形成更大体积的立体网状裂缝,进一步增大改造体积,才有利于在油气层中打开新的油气流通道,更大范围地沟通老裂缝未动用的油气层,大幅度增加油气产量,进一步提高油气藏的开发效果。因此,重复压裂改造所形成新裂缝的延伸范围和裂缝的缝网大小是提高油井产能的核心问题,也是制约重复压裂效果的关键。

以华庆油田为代表,物性和岩石力学参数见表1。其储层物性差,油层厚度较大,常规压裂缝高只有20～30 m,纵向上动用不充分。岩石力学参数表明,储层有一定的脆性,具备体积压裂的条件。

表1 储层物性参数Table 1 Physical parameters of reservoir

在对长庆油田前期多年的重复压裂改造技术探索研究与实践的基础上,遵循体积压裂的理念,确定了技术思路:一是前置液和低砂比阶段分别采用低黏度的滑溜水压裂液比较容易进入天然裂缝的特性,同时通过大排量使天然裂缝开启,形成复杂缝;二是低砂比阶段采用线性胶压裂液同时对张开的天然裂缝进行有效支撑;三是加砂后期采用冻胶压裂液造主缝和保持主裂缝的高导流能力;四是在大排量混合水体积压裂的同时结合多次缝内暂堵强行憋开新缝。混合水的含义就是这种不同阶段采用不同的压裂液,整个压裂过程将混合水体积压裂技术与多级暂堵技术相结合,最终形成菱形反九点井网、注水开发条件下的老井混合水体积压裂关键技术,依靠体积压裂扩大储层的改造体积,大幅度地提高单井产量。

2 重复改造工艺参数优化

华庆油田超低渗透区块注水开发井网,主要采用的是菱形反九点井网。在该井网条件下,受地层天然微裂缝发育方向的影响,边井水驱受效程度较低,角井位于水驱前缘的有利方向易水淹。因此,按照混合水体积压裂工艺要求,在设计压裂施工参数时必须进行综合的参数优化分析与设计,使得压裂后形成的网状裂缝与井网相匹配,见图1。

2.1 射孔优化

为了提高储层纵向动用程度,形成立体的体积压裂缝网系统,利用全三维压裂设计与分析软件E-StimPlan,通过模拟不同射孔孔眼数、孔眼直径、射孔程度等条件下人工裂缝的纵向扩展和裂缝形态,优化得出混合水体积压裂重复改造的射孔段数为3～4段,射孔段长度为4～6 m,射孔段间距为2～3 m,射孔程度70%～80%。

2.2 排量优化

混合水体积压裂中,为了实现天然裂缝储层缝网的形成,根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则,并结合该超低渗透区块储层岩石力学与地应力剖面研究结果得出:该区水平两向应力差为3～6.5 MPa。根据室内计算排量与净压力之间的关系形成图版[4](见图2)得出,对于J55钢级的4⅟2″套管完井的油井,排量大于5 m3/min才能满足混合水体积压裂施工要求。同时,结合该超低渗区块的某口试验井(XX11-52井)拟合出5.5 m3/min排量下的孔眼与弯曲摩阻5.2 MPa,按照储层裂缝延伸压力与井口压力之间的关系,预测得出在排量为10 m3/min时,井口施工压力为26～27 MPa,满足套管钢级抗压强度的要求。混合水体积压裂的优化排量为6～10 m3/min。

2.3 压裂液类型及其用液量

为了实现重复改造后复杂的缝网结构,混合水体积压裂施工采用多段塞注入方式[5]。根据段塞的不同,采用不同液体类型:一是前置液和低砂比阶段分别采用低黏度的滑溜水压裂液比较容易进入天然裂缝的特性,同时通过大排量使天然裂缝开启,形成复杂缝;二是低砂比阶段采用线性胶压裂液进一步扩大天然裂缝的开启程度。同时,对张开的天然裂缝进行支撑;三是加砂后期采用冻胶压裂液造主裂缝和保持主裂缝近井地带的高导流能力。其不同阶段液体的主要作用见图3。

为了分析得出压裂用液量大小对储层改造的影响,采用ECLIPSE数值模拟软件计算不同入地液量与储层受效体积的关系,得出了入地液量与储层改造体积之间的关系,如图4和图5所示。根据结果得出,混合水压裂受地层物性条件限制,受效体积增加幅度在入地液量为800～1 000 m3时变缓。因此,在采用混合水体积压裂时优选的入地液量体积为800～1 000 m3。

2.4 砂量优化

与常规水力压裂相比,混合水体积压裂由于采用的是大液量、低砂比、低黏度压裂液,为降低压裂液对储层的伤害,所需的低黏压裂液量大幅增加。因此,综合施工工艺得出,在入地液量为800～1 000 m3时,优化砂量值在80～100 m3之间(平均砂比为10%)。

2.5 边角井设计

针对最小主应力方向上天然微裂缝不发育、侧向剩余油富集的特点,按照“大砂量、大液量、大排量、低砂比压裂”技术思路进行了施工设计,从而提高裂缝的复杂程度。

边井施工参数——砂量:80～100 m3;液量: 800～1 000 m3;排量:8～10 m3/min;砂比:10%～15%。

针对最大主应力方向上天然微裂缝发育,水驱前缘易突进的主向井,按照“控制砂量、液量、实施大排量、低砂比压裂”技术思路,提高裂缝复杂程度的同时,控制缝长,延长见水周期。

角井施工参数——砂量:50～60 m3;液量:500～600 m3;排量:8～10 m3/min;砂比:10%～15%。

2.6 暂堵技术

借助层内转向技术+混合水压裂,强制裂缝转向,沟通更多的天然裂缝,实现改造体积的增加,层内转向技术采用化学颗粒暂堵剂进行转向。通过层内多级暂堵转向技术+混合水压裂,强制裂缝转向,沟通更多的天然裂缝,实现改造体积的增加,如图6和图7所示。

图7所示XX97-61井施工过程中加入第一级暂堵剂后,在液体类型相同情况下,施工压力上升1.5 MPa;加入第二级暂堵剂后,在液体类型相同情况下,施工压力上升2.0 MPa;加入第三级暂堵剂后,压裂设备短期故障,导致排量突降,正常后压力上升1.0 MPa,压力增大不明显,判断短期停泵后部分堵剂沉至井底,导致封堵效果较差;加砂后期加入第四级暂堵剂后,在液体类型相同情况下,施工压力上升1.0 MPa。

2012年,长庆油田超低渗区块华庆油田共实施9口混合水体积压裂重复改造试验,截至2012年年底,措施有效率达100%,平均有效生产天数达252天,且从生产趋势来看,措施持续有效,平均日增油量2.81 t(该区常规重复压裂平均日增油量1.43 t),平均单井累计增油和历年措施效果相比,增产效果明显提高(见表2)。

3 增产机理分析

混合水体积压裂由于其特殊的增产理论,有效地提高了重复压裂效果。从其测试分析结果也可以看出,通过混合水体积压裂后的油井,其改造体积比常规工艺改造体积有了明显的提高。同时,通过体积压裂后大量压裂液滞留于地层,相当于短期内对储层进行了高压强化注水,压缩了孔隙中的流体(油和水),使地层能量得到了提升。当封堵的压裂液逐渐返排后,油水逐渐置换,油的渗流通道就得以畅通。滞留于地层的压裂液的多少反映流体被高压压缩的程度。增产机理详细分析如下。

表2 混合水体积压裂增油统计表Table 2 Increased oil statistics after mixing water volume fracturing

3.1 改造体积增加

以该区XX97-61井为例,该井于2009年10月投产,2012年10月采用混合水体积压裂技术进行重复改造并进行井下微地震监测。从该井的井下微地震监测结果(图8)可以看出,混合水体积压裂储层改造体积与常规的排量、入地液量井相比大幅度增加,增加了约1.2倍,结果见表3。

3.2 地层能量的提升

实施的9口混合水体积压裂试验井,平均单井入地总液量787 m3,返排后最大单井滞留量802 m3,平均单井滞留入井液532 m3。经混合水体积压裂后,大量的滞留液量有效地提高了地层能量,油藏模拟结果显示滞留量导致地层压力提高约0.5 MPa (见表4)。

表3 混合水体积压裂与常规压裂施工参数及井下微地震监测结果对比Table 3 Comparison between parameters of mixing water volume fracturing and conventional fracturing

同时,为了进一步对比混合水压裂形成的人工裂缝系统和常规压裂的不同,对两口混合水体积压裂试验井进行了压后试井分析。从测压解释结果可以看出,相对于邻井,其裂缝渗透率更高,探测半径更远,说明实施混合水重复压裂后裂缝系统完善程度更好,降低了近井地带的渗流阻力,如表5所示。

表4 长庆油田XX超低渗区块2012年混合水压裂井排液统计表Table 4 Liquid discharge statistics of XX block with ultra-low permeability of Changqing Oilfield in 2012

表5 超低渗区块华庆油田2012年混合水压裂井压后不稳定试井测试成果对比Table 5 Unstable well test results of Huaqing Oilfield after mixing water volume fracturing in 2012

4 结论

(1)本试验形成了“滑溜水开启天然裂缝,低砂比线性胶进一步支撑天然裂缝,冻胶压裂液保持主裂缝高导流”的混合压裂液技术。同时,采用“大排量、大液量、低砂比”的体积压裂工艺,辅以暂堵转向技术强制裂缝转向造新缝,通过将混合水体积压裂技术与多级暂堵压裂技术相结合,形成立体裂缝网络,增加改造体积,从而提高油井的重复改造效果。

(2)长庆油田超低渗区9口井混合水体积压裂措施有效率达100%,有效期达252天,且持续有效,平均日增油2.81 t,与同区相当油层的井相比,是常规重复压裂产量的2.5～4.0倍,增产效果明显。实现了在菱形反九点井网、注水井长期注水、储层油水关系相当复杂条件下的造体积大幅度增加,取得了良好的重复改造效果,避免了油井的裂缝性水淹。

[1]任雁鹏,达引朋.绥靖油田大路沟二区重复压裂技术研究与试验[J].钻采工艺,2011,11,34(6):52-53.

[2]雷群,青云.用于提高低—特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术[J].石油学报,2009,30(2):237-239.

[3]Mukul M Sharma,Phani B Gadde.Sliek water and hybrid fracs in the bossier:some lessons learnt[J].SPE 89876,2004.

[4]王晓东,赵振峰,李向平,等.鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验[J].石油钻采工艺,2012,34(5):80-82.

[5]Sahil Malhotra,Eric R Lehman,Mukul M Sharma.Proppant placement using alternate-slug fracturing[J].SPE 163851,2012.

[6]罗天雨,王嘉淮,赵金洲,等.天然裂缝对水力压裂的影响研究[J].江汉石油学院学报,2007,29(5):141-149.

[7]David Milton Tayler,Chris Stepherson,Asigan M L.Factors affecting the stability of proppant in propped fractures:Results of a laboratory Study[J].SPE 24821,2012.

[8]王永辉.低渗层重复压裂的油藏数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1997,24(1):47-49.

[9]王志刚.影响低渗透油田重复压裂效果的研究[J].石油学报, 1990,11(3):502-503.

[10]曾忠杰,郭建春.重复压裂候选井多级模糊决策方法[J].大庆石油地质与开发,2006,25(3):73-75.

[11]孙庆友.大庆油田低渗透裂缝性油藏重复压裂造缝机理研究[M].大庆:东北石油大学,2011.

[12]吴勇,陈凤.利用人工暂堵转向提高重复压裂效果[J].钻采工

艺,2008,31(4): 59-60.

Re-fracturing technology research and field application of mixing water volume fracturing in ultra-low permeability reservoir

Li Jianshan1,Lu Hongjun1,Du Xianfei1,Qi Yin1,Gu Yanling1,Shi Cheng’en2,Ling Yonggang2
(1.Research Center for Ultra-low Permeability Reservoirs of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710021,Shaanxi,China;2.No.2 Project Department for Ultra-low Permeability Reservoirs of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 745100,Shaanxi,China)

Single well has low yield in Huaqing low permeability oilfield.The wells with daily output less than 1 tons account for a larger proportion of total wells,reaching 56.2%in Huaqing Oilfield.Re-fracturing is an important measure to improve the production of fractured wells in Changqing ultra-low permeability reservoirs.Currently,the re-fracturing well stimulation is not ideal by using the conventional technologies.The performances such as small yield increase,water cut rising,production decline suddenly,short increasing period are appeared after re-fracturing.In this paper,the hybrid slick water SRV and multi-stage temporary blocking fracturing are combined to work for old production wells in ultra-low permeability reservoirs.Considering the well pattern and injection well conditions,the theories of volumetric fracturing and multi-stage temporary blocking are combined.After the parameters optimization in the laboratory and appli-cation of nine wells in the field,the average single well daily output increased 2.81 t,the effective production period for average single well is up to 252 days,and the effect of increasing yield is significant.The successful application of this technique also provides a strong basis for the refracturing in ultra-low permeability reservoir.

re-fracturing,volume fracturing,mixing water fracturing,increase production mechanism

TE348

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2014.05.011

2014-01-10;编辑:冯学军

国家科技重大专项“超低渗透油藏有效开采技术”(2011ZX05013-004)。

李建山(1975-),男,河北唐县人,高级工程师。2002年毕业于西安石油学院(现西安石油大学)化工系应用化学专业,研究生学历(工学硕士)。现任职于中国石油长庆油田公司超低渗透油藏研究中心,从事低渗透油藏压裂酸化增产技术研究工作,发表论文10篇,多次获省部级和局级科技奖励。地址:(710018)陕西省西安市未央区凤城四路长庆科技大厦410室。电话:029-86978129。E-mail:lijians_cq@petrochina.com.cn