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直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用

2019-09-10李鸿飞

石油研究 2019年5期

李鸿飞

摘要:对于低渗透油田为储层物性差的致密油藏,目前井网条件下难以建立有效驱替体系,注不进采不出问题突出,油井受效差,单井产量低,制约着油田的有效开发,如何经济有效动用这些区块成为亟待解决的问题。本文分析总结了油田直井缝网压裂实施效果和认识,搞清了不同储层、不同缝网规模以及不同注水政策对单井产量变化规模的影响,明确了直井缝网压裂技术的推广潜力,为特低渗透油田开发调整起到指导作用。

关键词:低渗透油田;有效驱替;直井;缝网压裂

随着油田的深入开发,低效区块逐渐增多,特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差,目前常规技术开发效果不明显,如何建立有效驱替,提高单井产量,改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。区块进行了重复压裂试验,仅依靠单一的压裂主缝很难取得较好的压裂效果,有效期短,效果不理想。近年来,特低渗透致密储层开展了直井缝网压裂试验,提高了单井产能,取得了较好的效果,新的压裂技术和开发调整技术的进一步结合,有望成为外围油田提高储层动用程度、提高单井产量、控制递减的有效方式。

为此,优选了储量基数大、开发效果差的A区块低渗透油层进行先导性直井缝网压裂试验。通过直井缝网压裂技术大排量、大液量施工,压开复杂的网状裂缝,扩大裂缝波及体积,提高储层渗流能力,将井与井之间的驱替转变为井与缝网之间的驱替,缩短注采距离,实现有效驱替。在试验取得较好效果的基础上,开展直井缝网压裂扩大试验。

1.缝网压裂

随着油田的开发,油田已经进入中高含水期,而新投产井地质条件也越来

越差,保持稳产越来越难,压裂成为实现油井增产增效的主要措施之一。但是随着措施井数的逐年增多,可供压裂的潜力井越来越少,而且井层条件变差,增油效果也在变差,因此必须精细措施挖潜,拓展选井选层空间,优化压裂工艺,提高增油效果。

1.1缝网压裂的机理

在水力压裂过程中,当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石

的抗张强度之和时,容易产生分叉缝,多个分叉缝就会形成“缝网”系统。其中,以主裂缝为“缝网”系统的主干,分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后,又恢复到原来的裂缝方位,最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统,这种实现“网状”裂缝系统效果的压裂技术称为“缝网压裂”技术。

1.2缝网压裂与常规压裂对比

常规压裂形成的裂缝单一,渗流面积小,只扩大了井控面积;缝网压裂可以形成多条裂缝,扩大泄油面积,降低储层渗流阻力,提高渗流能力,改善开发效果。由于缝网压裂要求井厚度大、施工规模大、现场要求高、施工费用高,仅在C油层试验中开展,无法在厚度薄的A油层中开展。因此借鉴常规压裂和缝网压裂优点,在适合常规压裂的井施工中提高排量,加大施工规模,开展小规模缝网压裂,改善开发效果。

2.区块开发状况

油田A区块投产以来,虽然不断加强注水调整,但受储层物性差影响,目前井网条件下难以建立有效驱替体系,主要表现在一下几个方面:一是受储层物性影响,区块注水受效差,低效、无效注水比例高,无效注水比例高达40%。二是油井受效差,单井产量低,常规增产增注措施效果差。A区块投产初期单井日产油2.0t,目前日产油仅0.4t,受效井比例38.2%,地层压力9.55MPa,长关和低效井占油井总数的48.2%。为了改善开发效果,开展了重复压裂,效果较差,有效期仅7个月左右,平均单井累积增油230t。

3.直井缝网压裂方案设计

根据油田目前井网现状及存在的矛盾,确定试验区直井缝网压裂的总原则是:以建立有效注采驱替系统为核心,利用现有井网,结合大规模压裂技术,通过大排量、大液量压裂施工,增加裂缝与储层接触面积,减少液体向裂缝中的渗流距离和阻力,提高单井产量,延长措施有效期;纵向上兼顾非主力油层,根据应力及岩性遮挡条件优化压裂层段,对隔层小于3米层进行合压,最大程度提高各类储层动用程度。

综合考虑试验区储层发育状况、注水状况及工厂化施工要求,确定井区优选原则:

一是为保证试验效果,优选储量丰度高,有一定储量基础;

二是试验井周围水井满足注水条件,便于后期注水能量补充,同时井区油井受效差且无见水井,降低大规模压裂后见水的风险;

三是试验井尽量集中,满足工厂化施工要求,降低试验成本。综合以上因素,优选台A和茂A井区进行直井缝网压裂试验,通过压裂改造,提高单井产量。

A区块根据油田最大主应力方向以及人工裂缝监测结果,同时考虑井区断层走向,最大主应力取NE80°,计算100-300m半缝长条件下压裂后驱替井距均在有效驱动井距以内。为扩大压裂后缝网控制面积,提高储层动用程度,设计压裂半缝长300m,微縫延伸宽度为200m,压裂后距离近端水井驱替井距为72m;距离远端水井驱替井距为136m,使压裂井与周围所有注水井(2口注水井)均能建立有效驱替。

4.直井缝网压裂效果

统计先导性实施2口井,压后初期单井日增油4.2t,目前单井日增油1.1t,单井累积增油1086t。在先导性试验取得较好效果的基础上,开展了扩大试验,共实施老井直井缝网压裂5口,压后初期单井日增油4.0t,目前单井日增油3.1t,单井累积增油810t。

5.直井缝网压裂试验认识

从压裂实施效果看,取得了以下三点认识:

一是与常规压裂对比,注水开发井区缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.5和8.1倍,投入产出比高。

二是形成的缝网未达到设计规模,缝网形态与储层物性有关。从井下微地震监测结果看,缝长达到设计规模,缝宽小于设计规模。二是压裂后增加新的产液层,主力层贡献比例大。缝网压裂前仅主力油层产液,压裂后增加新的产液层,压前主产层液量增加幅度较高;生产一段时间后,储层较差层基本不产液。

三是物性好、吸水好的储层能够持续产液。从注水井连续三次产液剖面看,物性好、连通水井吸水好的层产液保持较高水平。

6.应用前景

目前油田每年有上百口井进行压裂增产改造,试验区可实现油层经济有效开发,将为全面动用低渗透油层提供有力措施,能够使探明未动用的上亿吨储量得到有效经济动用,为全面开发低渗透油层提供技术保障。

7.结论与认识

(1)地应场的矩形井网、裂缝参数的一体化研究,为特低渗透油藏井网优化设计提供了依据和手段。

(2)与常规压裂比直井缝网压裂增油效果明显,A区块低渗透油层直井缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.8和8.7倍。

(3)直井缝网压裂微地震监测结果显示,人工裂缝规模较方案设计小,下步有必要进一步优化压裂施工参数,使压裂缝网规模达到方案设计要求。

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