石南21井區油井壓裂增產工藝

丁克保 祖帕爾·卡斯木 韓飛鵬 呂振華 李佳琦

新疆油田采油工藝研究院

石南21井區油井壓裂增產工藝

丁克保 祖帕爾·卡斯木 韓飛鵬 呂振華 李佳琦

新疆油田采油工藝研究院

對石南21井區新區開發“注采同步”的特點和壓裂對油藏平面造成的非均質性問題，開展石南21井區侏羅系頭屯河組油藏壓裂工藝研究。通過大量的生產、監測數據，三維壓裂模型歷史擬合與預測分析得出結論，壓裂井表皮系數為-5.8，其米采油指數在0.102～0.254 t(d·MPa)，近井帶地層污染基本得到解除，儲層、油層的完善程度顯著提高；對水力裂縫參數、生產效果對比分析表明，先導試驗井達到了增產的目的，后續壓裂井應繼續優化設計方案，提高水力裂縫導流能力，即提高砂比、砂量來進一步強化和完善油層。

壓裂；裂縫采收率；滲透率；排量；前置液；參數優化

1 井區概況

石南21井區侏羅系頭屯河組油藏沉積相為辮狀河沉積，其沉積亞相為水道沉積。巖性為灰色、深灰色細砂巖，中砂巖和少量不等粒砂巖巖屑。石英含量為28.48%，長石為20.7%，含34%凝灰巖，其余為少量花崗巖、霏細巖等。膠結物為方解石、硅質、鐵白云石、氧化鐵。膠結類型為壓嵌和孔隙-壓嵌。儲層具有中等偏強的鹽敏、中等偏強的水敏、中等的水敏和中等偏弱的速敏。基本數據見表1。

表1 油層基本數據

2 壓裂增產的影響因素

2.1 水力裂縫方位、長度對布井方式的影響

（1）在水力裂縫方位有利時，不同的縫長（即不同的作業規模）對單井生產有一定的影響。節點分析表明：在縫長75 m與縫長150 m兩種情況下，一年后的單井日產量相差8%～25%，兩年后的產量相差只有8%，而累積產量前者（縫長75 m）比后者（縫長150 m）高出2.6%～5.4%。

（2）裂縫方位不利時的預測初期產量雖然比方位有利的高一些，但裂縫方位有利時累積無水采油期、累積產量都比裂縫方位不利時高。

（3）從壓裂井的生產動態看，在裂縫方位有利時，壓裂可以增加累積產油量，提高采出程度，提高采油速度。

（4）在裂縫方位有利時，裂縫長度較大，雖然在短時期內有著較高的采油速度，但后期生產遞減較快；裂縫方位不利、裂縫較長時，進入注水開發期，含水上升明顯加快。

2.2 滲透率對改造方式及水力裂縫的影響

圖1是地層滲透率與水力裂縫長度的關系。由圖1看出，地層處于常規情況下單翼縫長控制在100～150 m是合理的，穿透比是有效的；否則，過大的前置液量理論上能造就長縫，實際上無效穿透的風險在增加。

圖1 地層滲透率與水力裂縫半長關系

國內外注水開發低滲油藏的經驗認為，注采井進行壓裂時縫長的總和與注采井距有如下關系[1]

石南21井區頭屯河組油藏井網為300 m×425 m，即水力壓裂時的極限單翼縫長應小于150 m。

2.3 裂縫長度對采收率的影響

為了研究縫長對無水采收率的影響，在裂縫導流能力不變的情況下（22.5μm2?cm），分別計算了相對縫長比（裂縫長度與角井井距之比xflf）為0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7時的采出程度[2]。無水采收率在xflf≤0.3以前采出程度變化很小，而大于0.3后將急劇下降。xflf≤0.3時，裂縫的存在不會對掃油效率產生太大的影響，這是因為裂縫越短，導致的非均質性越弱，對水驅油效率影響就越小，而長縫時正好相反[3]。

石南21井區頭屯河組油藏生產層段單一，微地震裂縫監測時一般只能看到1條裂縫。綜合以上分析研究成果，考慮到油藏今后注水開發及提高油藏整體的采收率需求，支撐縫長（施工規模）在90～120 m范圍內是合理的。

采用GOHFER壓裂軟件對兩口壓裂井進行水力裂縫幾何尺寸反演模擬，擬合結果與方案要求基本對應。

3 施工參數優化

（1）有效厚度條件下施工參數、產能預測計算與優化。依據已壓裂井的生產數據校核地層參數，采用三維壓裂模型，先進行單井產量的歷史擬合，見圖2。然后在不同有效厚度條件下，考察裂縫幾何尺寸的變化并預測壓后產量。

（2）不同砂液比條件下裂縫幾何尺寸及產量預測。改變支撐劑的鋪置濃度可以使裂縫導流能力明顯改善。從API短期導流能力試驗結果可以看出，鋪置濃度從2.5 kg/m2增加到10 kg/m2，導流能力在閉合壓力的每個點上都有明顯的增加，見圖3。根據支撐劑鋪置濃度對裂縫導流能力的影響程度，選擇5～10 kg/m2的裂縫鋪置濃度為宜。

圖2 SN6007井實際與預測的生產數據

圖3 不同砂比條件下初期產量和90天的產量預測

（3）排量的優化。排量對其他參數的控制最為敏感，排量參數的優選是選擇其他作業參數的前提。排量加大，有利于提高砂比，形成較寬的裂縫，導流能力加大；排量提高可減少濾失，保護地層和裂縫，增加初期產量，增加效益。導流能力隨著時間呈遞減趨勢，滿足不了辛科準則(Cr=(KW)f πKXf)要求，因此控制長期累積產量的還是縫長[4]。先計算出不同排量下，裂縫幾何尺寸的變化情況，再根據設備作業能力，在確保施工安全的情況下，結合現場壓裂試驗的分析結果，排量選擇在2.0～2.7 m3/min。

（4）前置液量優化。前置液對水力壓裂造縫、充填支撐劑起重要作用。前置液量大，地層二次污染程度增加，對油田長期開采有一定影響；前置液量小，滿足不了增加地層泄流面積的需求，增產力度受限。根據井溫測試與擬合分析，動態水力裂縫已滿足井網匹配要求，計算了不同油層有效厚度、不同前置液百分比對單井產能的理論影響。

4 實施情況

2003～2007年，現場作業153井次，壓裂井分布在整個石南21井區開發井組。壓裂井射孔后，采取抽吸、液氮舉升、替油等誘噴方式，如不出油或低產則采取壓裂投產。壓裂后初期都有較好的自噴生產效果，有些井壓后不能自噴立即轉抽，產量仍然較高，表2是施工參數平均數據。

表2 施工參數統計

5 結語

（1）壓裂井系統試井表明，壓裂井表皮系數為-5.8，其米采油指數在 0.102～0.254 t(d·MPa)，近井帶地層污染基本得到解除，儲層、油層的完善程度顯著提高。

（2）壓裂后的生產數據表明，石南21井區侏羅系頭屯河組油藏砂體是連續且穩定分布的。

（3）從方案設計思路上，必須突破過去傳統模式，平面、剖面上邊井和角井應根據所處地理位置及長期注水有利、不利原則考慮規模，采取相應的壓裂工藝方式（對于部分距油水界面較近的井的壓裂應反復論證，采取相應工藝措施，如控水壓裂、防砂壓裂、端部脫砂壓裂工藝）。

（4）各種資料、數據分析表明，人工裂縫支撐縫長為80～112 m，高度20～30 m，從開發方案井網、井距對比，目前的人工裂縫方位對注水采油是有利的。

（5）針對壓裂井沉砂出砂情況，進行相應的出砂機理及防砂技術研究，篩選出適應的壓裂防砂工藝，建議采用尾追樹脂覆膜砂。

（6）通過水力裂縫參數、生產效果等對比分析表明，先導試驗井達到了增產的目的，后續壓裂井應繼續優化設計方案，提高水力裂縫導流能力，即提高砂比、砂量來進一步強化和完善油層。

[1]萬仁溥，羅英俊．采油技術手冊（第九分冊）?壓裂酸化技術[M]．北京：石油工業出版社，1998．

[2]程木林，楊萬有，趙驪川，等．加密井區油井壓裂增產技術[J]．石油鉆采工藝，2006，28（6）：69-71．

[3]王鴻勛，張士誠．水力壓裂設計數值計算方法[M]．北京：石油工業出版社，1998．

[4]楊德奎．深層稠油油藏壓裂增產試驗研究[J]．油氣田地面工程，2008，27（7）：17-18．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.002

丁克保：高級工程師，2008年畢業于西南石油學院油氣田開發專業，主要從事油氣藏增產方面的研究和技術服務工作。

13899561902、dingkebao@petrochina.com.cn

（欄目主持 楊 軍）

基金論文：陜西省高校省級重點實驗室科研項目(2010JS034)、教育部人文社會科學研究規劃基金項目(10YJA790185)和國家自然科學基金（90610012）資助。