致密油水平井自噴合理工作制度的優化

陳敘生

（吉林油田油氣工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田目前動用的致密油資源儲層原始地層壓力系數1.03，儲層流體局部高含CO2氣，正因為地層致密、自身壓力相對較高且含氣的特點，應用大液量蓄能體積壓裂后，地層壓力系數提高至1.36以上，油井自噴期長達400天。因此，針對壓后自噴生產開展合理工作制度研究，對于有效利用壓裂提高的地層能量，延長自噴生產時間，提高枯竭式開采采收率意義重大。

1 致密油自噴階段滲透特征

根據吉林油田致密油生產的實踐，致密油總體分為三個階段，即壓裂及蓄能階段、自噴生產階段、人工舉升階段。其中針對自噴階段，基于前期致密油水平井分段壓裂儲層建模研究，流體滲流主要發生在改造區，即裂縫控制區域，主要以縫內線性流和改造區內線性流為主。

在自噴過程中，又可分為排液和自噴生產兩個階段，排液階段主要是主裂縫內流體的滲流，該階段流體流速不宜太高，否則會導致支撐劑回流，造成井筒堵塞及管柱、油嘴沖蝕嚴重等問題。自噴生產階段則為改造區內的滲流，即壓裂提高能量區域內的滲流，該階段需要研究合理的制度，有效利用能量，延長自噴時間。

2 排液階段控砂臨界流速及制度確定

2.1 理論預測控砂臨界流速

壓裂后返排油嘴優選一直是困擾現場施工的難題，國內胡景宏等基于支撐劑回流運動模型和啟動模型的建立，形成了支撐劑回流理論，主要針對直井單縫條件給出了不同雷諾數范圍壓裂液返排臨界流速的計算方法。

表1 臨界流速計算數據表

基于支撐劑回流理論，在致密油水平井中仍具有可借鑒性，應用參數如表1所示，計算單縫裂縫閉合后臨界流速為0.041m/s。

基于流速與產量的關系，根據通過孔眼的總面積估算產量：

根據通過裂縫截面有效過流面積估算產量：

針對水平井壓裂段數和簇數的不同，根據式（1）計算的臨界單位流量為5.3～5.9 m3/h，同樣的計算方法根據式（2）計算的臨界單位流量為5.1～5.6 m3/h。

2.2 現場實際校核臨界流量

通過現場生產后進行井筒沖砂，分析驗證沖砂量與單井單位時間產量的關系，沖砂量較多的Ⅲ類井單位產量達到6.6m3/h以上，中間量的Ⅱ類井單位產量5～6.5m3/h， 單位產量5m3/h以下，沖砂量極少。

表2 臨界流量計算數據表

現場13口井沖砂數據證實，單位產量5m3/h是該地區目前地層參數及改造規模條件下的臨界流量。為保證不超過該流量，采用王才等研究的井口壓力和油嘴直徑的關系模型計算，得到合理的工作制度為2～3mm。

3 自噴生產階段合理工作制度優化

3.1 系統試井分析

為確定自噴階段合理工作制度，根據常規油自噴合理工作制度的確定方法，選取適合測試的油井進行系統試井，根據相關測試數據繪制試井曲線如圖1所示。

圖1 A188-43井試井曲線

系統試井曲線表明，當油嘴在3～5mm時，隨著流壓降低，產量上升；當油嘴大于5mm時，流壓逐漸降低而產量上升緩慢，這表明地層能量得不到充分發揮，因此，初步判斷4～5mm油嘴為合理工作制度。

3.2 流入動態數據擬合

為進一步確認油井合理的自噴生產制度，進行IPR擬合分析，如圖2所示，從IPR擬合情況可以看出，改造后的儲層產液曲線類似于低滲透儲層的特征（改造后儲層屬低滲范疇），有拐點。從協調點求解曲線可以看出，獲得穩定最大產能的工作制度為4mm。

圖2 油井IPR擬合及不同制度協調點的求解圖

3.3 壓降統計分析

為驗證致密油水平井生產制度合理性，針對前期壓裂投產的40多口井的生產數據，進行了不同的統計分析。首先，以單位壓降（1Mpa）為定量，分析獲得最高產量的制度，繪制柱狀圖如圖3所示，每1Mpa壓降條件下，4mm油嘴產油最高，6mm油嘴產液最高。

圖3 不同制度下單位壓降時產油及產液柱狀圖

其次，以單位時間（1天）為定量，分析壓降最小的制度，繪制柱狀圖如圖4所示，4～55mm油嘴生產每日壓降最低，為0.0221Mpa/d。

圖4 不同制度下單位時間壓力降落柱狀圖

最后，以單位產液（1000方產液）為定量，分析壓降最小的制度，繪制柱狀圖如圖5所示，4～5mm油嘴生產單位壓降最低，為0.43Mpa/1000方。

圖5 不同制度下單位產液壓力降落柱狀圖

總之，通過不同的分析方法，表明合理制度范圍為4～6mm，綜合考慮5mm油嘴是最優的工作制度。

4 現場應用

以致密油水平井自噴合理工作制度優化結果為指導，后續水平井在壓裂投產后，合理控制返排油嘴的尺寸，在后期掃橋塞過程中無大量出砂井，控液返排技術應用取得較好效果。同時，通過合理主自噴工作制度的應用，致密油水平井自噴期得到有效延長，如表3所示。

表3 致密油水平井自噴期對比數據表

5 結論

（1）針對吉林油田目前評價動用的致密油資源，基于支撐劑回流理論，單縫裂縫閉合后臨界流速為0.041m/s。

（2）針對水平井壓裂段數和簇數的不同，支撐劑回流的臨界流量為5.1～5.6 m3/h，控制支撐劑回流的合理工作制度為2～3mm。

（3）在主自噴生產階段，通過系統試井分析、IPR擬合協調點分析、壓降分析等方法，確定合理制度范圍為4～6mm，綜合考慮5mm為最優工作制度。

（4）由于致密油水平井自噴能量來源與常規油不同，能量的持續性較差，改造區地層壓力衰竭難以快速有效得到補充，工作制度優化需要根據不同壓力階段進行針對性研究。