編譯:郭麗 (中原石油勘探局工程建設(shè)總公司)

審校:付明希 (中原石油勘探局勘探開發(fā)科學(xué)研究院)

西西伯利亞油田水平井壓裂作業(yè)
——保持長期生產(chǎn)達(dá)到最大值

編譯:郭麗 (中原石油勘探局工程建設(shè)總公司)

審校:付明希 (中原石油勘探局勘探開發(fā)科學(xué)研究院)

對西西伯利亞油田2005—2006年所做壓裂水平井進(jìn)行了綜合分析。討論了成功選擇壓裂水平井候選井的一系列標(biāo)準(zhǔn),給出了壓后產(chǎn)量預(yù)測的統(tǒng)計(jì)關(guān)系曲線,對影響長期生產(chǎn)動態(tài)的重要因素作了說明。依據(jù)現(xiàn)場最佳效果和本研究結(jié)果,開發(fā)出一項(xiàng)新的優(yōu)化設(shè)計(jì)壓裂作業(yè)法。利用多相流油藏模擬器和擬三維壓裂模擬器對結(jié)果進(jìn)行了模擬研究:①未進(jìn)行壓裂的水平井產(chǎn)量 (“基礎(chǔ)”情況);②處理井動態(tài) (“真正”情況);③以新開發(fā)的優(yōu)化設(shè)計(jì)法為基礎(chǔ)的處理井動態(tài)(“理想”情況)。利用“真正”情況的擬合扇形模型確立出壓裂后影響產(chǎn)量保持長期生產(chǎn)的一些重要因素,如泄油區(qū)域油藏壓力下降,探討了重復(fù)壓裂問題。通過這些油井動態(tài)對比可以評估壓后產(chǎn)量增加以及新設(shè)計(jì)方法實(shí)施后潛在增油情況。

水平井 壓裂 模擬 壓后動態(tài) 西西伯利亞油田

1 引言

2005—2006年,在俄羅斯西西伯利亞地區(qū)Sugmutskoe油田對16口水平井進(jìn)行了增產(chǎn)處理。所有處理井完井都使用割縫襯管,該類型完井不適合于壓裂,因?yàn)樗拗屏藟毫鸭夹g(shù)選項(xiàng)的實(shí)施。最終采用了常規(guī)的高速壓裂技術(shù),提高了累積采收率。

大部分井壓裂后產(chǎn)液和產(chǎn)油量很高,但其長期動態(tài)并非很好。一些井最初產(chǎn)液量相對較高,但下降也很快。一些井由于各類原因不是按預(yù)期作業(yè)進(jìn)行,所以壓裂后產(chǎn)液量低,之后開始下降,降到預(yù)壓裂值以下或比其更低。而另外一些井則保持相對高的產(chǎn)液量,下降速度也慢。為獲得更好的產(chǎn)量,對其原因進(jìn)行了調(diào)查研究。重點(diǎn)是改善作業(yè)設(shè)計(jì),保持足夠壓力,本文的關(guān)鍵是優(yōu)化作業(yè)設(shè)計(jì),從先前作業(yè)中吸取經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)。

Sugmutskoe油田位于俄羅斯西西伯利亞,在 Tyumen地區(qū)的 Yamolo-Nenetsky。該油田發(fā)現(xiàn)于1987年,于1995年投產(chǎn)。Sugmutskoe油田主要含油層在BS9-2,該地層的沉積與淺海環(huán)境有關(guān),所以該油田的橫向非均質(zhì)性嚴(yán)重。與淺海沉積環(huán)境有關(guān)的許多相導(dǎo)致單一層內(nèi)性質(zhì)變化很大。該油田有45口水平井,全部是割縫襯管完井。表1對BS9-2地層參數(shù)進(jìn)行了概括。

表1 BS9-2地層主要參數(shù)

2 生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析

2.1 生產(chǎn)動態(tài)概述

壓裂作業(yè)后產(chǎn)液量增加2.5～3倍,而產(chǎn)液量的增加并不意味著油井產(chǎn)油增加。一般產(chǎn)油量增加約2倍,而對一些正在研究的油井來說,產(chǎn)油量有的高達(dá)3.5～4倍,有的低于該值。對比產(chǎn)油量較高的井,有些產(chǎn)量較低的井則大部分是含水量增加。S06井,壓裂作業(yè)后含水量從 12%增加到47%。該井處理前后產(chǎn)油量基本沒變,而產(chǎn)液量增加了2倍。該油田地層產(chǎn)能指數(shù)提高3左右。圖1對壓裂前后的產(chǎn)能指數(shù)進(jìn)行了比較。

2.2 產(chǎn)能指數(shù)的不確定性

需要考慮的另一因素是壓裂處理前后油井產(chǎn)量變化和與產(chǎn)量計(jì)算有關(guān)的不確定性。產(chǎn)能指數(shù)建立了產(chǎn)液量、油藏壓力和井筒流動壓力之間的關(guān)系。計(jì)算采油指數(shù)最準(zhǔn)確的參數(shù)是產(chǎn)液量,因?yàn)樗梢灾苯訙y量出來。井筒流動壓力不是特別可靠。對于本文情況,產(chǎn)能指數(shù)有些可以根據(jù)井下泵的信息數(shù)據(jù)重新計(jì)算出來,而有些可以通過測量動態(tài)液面加以計(jì)算。產(chǎn)能指數(shù)計(jì)算涉及的第三個(gè)參數(shù)是油藏壓力,它的不確定性最大。無法測量泄油區(qū)域的油藏壓力,只能推算。利用生產(chǎn)測井工具進(jìn)行的研究表明,油井水平段壓力變化十分明顯。預(yù)計(jì)遠(yuǎn)離井眼的壓力變化也是如此,壓力分布無法預(yù)測。

圖1 產(chǎn)能指數(shù)對比

假設(shè)水平井的泄油區(qū)已經(jīng)枯竭,而且任何類型的直接測量都證明了該事實(shí)。如果壓裂處理后產(chǎn)生了長的橫向裂縫,那么這類井會產(chǎn)生什么樣的結(jié)果?如果最小與最大水平應(yīng)力差不大 (這種現(xiàn)象在西西伯利亞很典型),那么產(chǎn)生的裂縫會向壓力高的區(qū)域延伸。如果裂縫會到達(dá)高壓力區(qū)域,那么基于壓裂處理前油藏壓力的評估,實(shí)際壓降會高于計(jì)算產(chǎn)能指數(shù)所假設(shè)的值,這樣可能對產(chǎn)能指數(shù)估計(jì)過高。圖2示出了這種情況。對于井S13,壓裂處理后一個(gè)月的產(chǎn)能指數(shù)值大約為7 m3/(bar·d) (1 bar=0.1 MPa),產(chǎn)能指數(shù)的增長系數(shù)大約也是7。這似乎很典型,但如果裂縫到達(dá)了具有高油藏壓力的區(qū)域,并使用該區(qū)域壓力來計(jì)算產(chǎn)能指數(shù),那么結(jié)果會更符合實(shí)際。

圖2 井S13的生產(chǎn)動態(tài)

圖2中生產(chǎn)動態(tài)對于大部分的處理井來說都比較典型。在壓裂處理前,井的產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)都相對恒定。產(chǎn)量變化的原因主要是因?yàn)樗?qū)系統(tǒng)的改善或井下設(shè)備或酸液浸泡產(chǎn)生的變化。壓裂后,產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)值迅速增加,然后在3～8個(gè)月內(nèi)產(chǎn)量迅速遞減;之后,產(chǎn)液和產(chǎn)油量隨時(shí)間稍稍遞減,產(chǎn)能指數(shù)值較穩(wěn)定。

圖3說明了另一典型生產(chǎn)動態(tài)。作業(yè)很成功,壓裂后頭3個(gè)月產(chǎn)量很高,隨后產(chǎn)量迅速遞減。12個(gè)月后,油、液產(chǎn)量幾乎下降到起始值。從圖中可觀察到產(chǎn)量稍有增加,這是水驅(qū)的結(jié)果,但這一組壓裂后產(chǎn)量普遍增加,然后迅速下降到預(yù)壓裂值或更低。這一組有2口井,S05和S02,占總處理井的12.5%。從動態(tài)來看,這些井是最差的井。

圖3 井S05的生產(chǎn)動態(tài)

其他因素對這組井也有影響。對于井S02來說,在壓裂處理后投入生產(chǎn)前就進(jìn)行了3個(gè)月的修井。修井后,其滲透率嚴(yán)重降低,還有更多的流體漏失到地層中。影響動態(tài)的另一個(gè)因素是油藏壓力。對于井S02來說,預(yù)計(jì)油藏壓力是243 bar,但根據(jù)小型壓裂數(shù)據(jù),它是170 bar;對于井S05,評估油藏壓力是180 bar。顯而易見,2口井都處于衰竭區(qū)域。

最后一組井表現(xiàn)出另一種動態(tài):處理前相當(dāng)恒定,處理后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)迅速增加,然后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)稍稍遞減,最后產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)恒定一段時(shí)間,但比壓裂前的值高很多 (圖4)。

這一組有2口井,S14和S01,占總處理井的12.5%。從所保持的長期持續(xù)產(chǎn)量來看,這些井是最佳井。

2.3 產(chǎn)量遞減的對比

對壓裂后三組井的三個(gè)產(chǎn)量遞減剖面進(jìn)行了一年期的計(jì)算。根據(jù)2007年1月前開始作業(yè)井一年多的真實(shí)數(shù)據(jù)以及其他井的外推遞減率,計(jì)算了這些井組曲線的平均值。最佳實(shí)例和最常見實(shí)例的趨勢曲線是對數(shù)曲線,最差實(shí)例是指數(shù)曲線,還進(jìn)行了6個(gè)月的時(shí)間外延 (圖5)。

圖4 井S01的生產(chǎn)動態(tài)

圖5 產(chǎn)量遞減分析

處理后,最佳實(shí)例的情況是從原始值開始每年平均遞減率為20%;最常見實(shí)例情況大約為45%;最差實(shí)例大約為60%。

3 油井動態(tài)控制

3.1 液體、顆粒和支撐劑在井眼中的滯留量

Kuchuk等人認(rèn)為,由于液體在井眼中的滯留,水平井的產(chǎn)量損失大約為總潛能的30%～50%。值得注意的是,井眼的部分堵塞不僅是液體或氣體造成的,還與返排的支撐劑和地層顆粒有關(guān)。當(dāng)進(jìn)行壓裂處理后計(jì)劃對油井進(jìn)行清洗時(shí),就要考慮“滯留效應(yīng)”,甚至在鉆井設(shè)計(jì)階段就應(yīng)該考慮,這樣可以最大程度地降低支撐劑返排。

3.2 井眼方位影響

一般假設(shè)產(chǎn)生橫向裂縫的最佳井眼方位是朝向最小水平應(yīng)力方向。對于西西伯利亞,占優(yōu)勢的最大應(yīng)力方向似乎是北—南方向,因此,產(chǎn)生橫向裂縫的最有利井眼方位應(yīng)為90°～270°。在這種情況下,裂縫似乎容易朝向最大水平應(yīng)力、垂直于井眼的方向延伸。這樣,近井眼區(qū)域的摩擦壓力損失較小。對此進(jìn)行了研究,發(fā)現(xiàn)近井眼區(qū)域的摩擦壓力損失和井眼方位之間沒有關(guān)聯(lián),可能是因?yàn)樽钚『妥畲笏綉?yīng)力與油藏衰竭之間的差異小。

另一因素是井眼方位對產(chǎn)量增加系數(shù)的影響。

趨勢曲線表明方位角為90°和270°的井產(chǎn)量增加系數(shù)較高,但是處理井?dāng)?shù)還不足以證明這一點(diǎn)。由于有些井正在進(jìn)行增產(chǎn),所以實(shí)際產(chǎn)量要高一些。假定該油藏中天然裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育不是很好,那么井眼方位對成功進(jìn)行增產(chǎn)處理就不是很關(guān)鍵。最后研究的是井眼方位和年產(chǎn)量遞減之間的關(guān)系。方位角為0°～50°和170°～240°的井在生產(chǎn)的頭一年產(chǎn)量遞減更多。還觀察到最佳實(shí)例井的方位值不同,該油田壓裂處理后對于大部分不同方位的井都可能達(dá)到長期持續(xù)的產(chǎn)量。

3.3 油藏壓力

該地層的原始油藏壓力是280 bar,目前油藏壓力在160～245 bar之間變化。像先前討論的那樣,當(dāng)評估油藏壓力以計(jì)算水平井的產(chǎn)量和產(chǎn)能指數(shù)時(shí)存在不確定性,但壓裂時(shí)卻可以從目前的油藏壓力獲得相當(dāng)準(zhǔn)確的評估值。壓力數(shù)據(jù)分析表明,壓裂時(shí)的油藏壓力和產(chǎn)量增加系數(shù)之間沒有太大關(guān)聯(lián)。據(jù)預(yù)測,具有較好的長期動態(tài)的井,其壓力保持系統(tǒng)比動態(tài)較差、產(chǎn)量遞減快的井更好。

這些井之間距離差別不是很大,但它們的動態(tài)卻完全不同?？赡艿囊环N原因是3口注入井所在位置距離井S01不到2 km,只有一口井用于保持井S02的壓力。另一個(gè)原因可能是壓裂處理前油藏壓力不同。S01井是228 bar,S02井是170 bar。應(yīng)注意的是,假定該區(qū)域裂縫主導(dǎo)方向?yàn)楸薄献呦?那么就水驅(qū)來說,S01井的裂縫走向有利,而S02井的走向不利。顯而易見,在該油田保持壓力是獲得長期壓后產(chǎn)量動態(tài)的關(guān)鍵因素。用等量的水替換地層產(chǎn)出液很重要。

4 壓裂作業(yè)最優(yōu)化

就該油田和地層而言,壓裂候選井最重要的內(nèi)容是:

(1)對在枯竭地帶要鉆的井做認(rèn)真分析。產(chǎn)能指數(shù)不取決于油藏壓力,但產(chǎn)量自身卻取決于油藏壓力。應(yīng)該考慮壓力保持體系不好情況下產(chǎn)量會迅速下降的情況。

(2)尋找注水前緣突進(jìn)到目標(biāo)井泄油區(qū)的證據(jù)。在生產(chǎn)過程中,如果井內(nèi)含水量迅速增加,就要認(rèn)真分析水源,不應(yīng)該對油井進(jìn)行作業(yè)處理。

(3)在目標(biāo)層上下方出現(xiàn)水層的時(shí)候,應(yīng)該研究水的運(yùn)移性。就該油田水平井壓裂作業(yè)而言,含水層內(nèi)水的流度還不太高,所以,一般來說壓裂作業(yè)后含水量沒有明顯增加。

4.1 最優(yōu)化方法

壓裂參數(shù)的最優(yōu)化選擇一般需要幾個(gè)步驟:先做一個(gè)總體估測,然后根據(jù)具體標(biāo)準(zhǔn)和參數(shù)條件進(jìn)行若干次迭代,核算出技術(shù)/經(jīng)濟(jì)可取的參數(shù),最終獲取參數(shù)設(shè)定條件下的最優(yōu)解。壓裂作業(yè)最優(yōu)化的一項(xiàng)重要內(nèi)容是確定并比較不同增產(chǎn)作業(yè)情況下的產(chǎn)量,利用分析模型或多相流油藏模擬器計(jì)算壓裂后的預(yù)期產(chǎn)量。

為了預(yù)測水平井壓裂后產(chǎn)量并對壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,過去的幾十年里,研發(fā)出若干個(gè)分析模型。Mukherjee和Economides給出了具有橫向裂縫的水平井與壓裂直井動態(tài)比較的分析模型。在該項(xiàng)研究中,假設(shè)直井與水平井的入流是從油藏到裂縫,再從裂縫到油井。油井的其余部分,不管射孔與否,假定對液體的流動沒有影響。由于橫向裂縫與水平井之間接觸面積小,所以出現(xiàn)了額外的壓力降,把這一壓力降與裂縫的壓力降加起來,稱之為阻流表皮因子。

與Diyashev和Economides所給出的一樣,由于存在阻流表皮因子,帶有橫向裂縫的水平井產(chǎn)能指數(shù)總是比直井壓裂的產(chǎn)能指數(shù)低。研究人員提出的“統(tǒng)一的裂縫設(shè)計(jì)”概念適用于裂縫尺寸優(yōu)化選擇,但這是針對一定支撐劑注入數(shù)量而言的。

西西伯利亞大部分水平井是割縫襯管完井,很多水平段對液體流動起一定的促進(jìn)作用。根據(jù)產(chǎn)能指數(shù)預(yù)測的產(chǎn)液量跟壓裂后的實(shí)際產(chǎn)液量比較,看出相關(guān)系數(shù)很高,實(shí)際產(chǎn)液量比預(yù)測值高3倍。還能看出,壓裂后處理過的水平井的產(chǎn)能指數(shù)值 (不考慮阻流表皮因子的水平井產(chǎn)能指數(shù))高于具有橫向裂縫的水平井產(chǎn)能指數(shù),甚至比使用相同量支撐劑直井的產(chǎn)能指數(shù)高 (圖6)。造成這一結(jié)果的可能原因有兩個(gè):①油藏到水平段之間經(jīng)過割縫襯管有顯著的液流;②在作業(yè)期間,主裂縫產(chǎn)生了一些小裂縫,導(dǎo)致井壁堵塞減小,因而增加了產(chǎn)量。

最優(yōu)化的另一組辦法根據(jù)不同的模擬技術(shù)和模擬軟件進(jìn)行。Soliman等人給出了建立在油藏基礎(chǔ)上的裂縫最優(yōu)化方法并進(jìn)行了詳細(xì)的描述。為了提高作業(yè)設(shè)計(jì),使用了兩種類型的軟件:第一種是商業(yè)上應(yīng)用的擬三維裂縫模擬器;第二種是室內(nèi)三維多相流油藏模擬器,能清楚地顯示模型內(nèi)裂縫。水平井割縫完井的優(yōu)化設(shè)計(jì)步驟如下:

◇輸入采集數(shù)據(jù)并分析;

◇討論作業(yè)設(shè)計(jì)要達(dá)到的目的及制約條件;

◇在裂縫模擬器和油藏模擬器內(nèi)制定模型;

◇把模型跟油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行匹配,按巖石機(jī)械和物理性質(zhì)要求的數(shù)值和計(jì)算出的就地應(yīng)力值調(diào)整裂縫模型;

◇利用裂縫模擬器模擬基本情況,用油藏模擬器模擬壓裂后的產(chǎn)量預(yù)測;

◇調(diào)整壓裂參數(shù),通過迭代過程達(dá)到預(yù)期值,為用戶確定壓裂作業(yè)價(jià)值 (計(jì)算項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性或確定壓裂后的產(chǎn)量增加);

◇對最佳壓裂參數(shù)以及壓裂后的產(chǎn)量進(jìn)行模擬,對壓裂液、材料、設(shè)備和人員需求作一預(yù)算。

圖6 產(chǎn)能指數(shù)的相互比較

4.2 目的和目標(biāo)參數(shù)

該油藏增產(chǎn)作業(yè)的首要目的是獲得6～10的無因次裂縫導(dǎo)流能力。理論上講,該地層在普通滲透率范圍下最優(yōu)化的裂縫導(dǎo)流能力是1.6。高的導(dǎo)流能力對油井更好地洗井很有幫助。但由于下列原因,支撐劑充填層滲透率也會有一個(gè)長時(shí)間的下降:

◇支撐劑嵌入到地層內(nèi);

◇凝膠殘余物帶來的污染;

◇支撐劑時(shí)間長之后的退化;

◇顆粒運(yùn)移及堵塞;

◇從裂縫出來的支撐劑返流;

◇由于非達(dá)西流量和多相流的影響,導(dǎo)致有效導(dǎo)流能力的迅速下降;

◇在多級壓裂情況下所產(chǎn)生的裂縫會跟壓裂液和支撐劑相互競逐,這樣主裂縫就比設(shè)計(jì)中預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力低。

第二個(gè)目的是要獲得裂縫內(nèi)良好的支撐劑充填以及沿其長度上裂縫導(dǎo)流能力的正確分布。

第三個(gè)目的是要保持壓裂后短期內(nèi)高的產(chǎn)量增長,然后持續(xù)保持產(chǎn)量下降最低。

4.3 作業(yè)設(shè)計(jì)最優(yōu)化

確定某些參數(shù)對壓裂后產(chǎn)量的直接影響是不容易的。例如,由于減少聚合物充填而改善了支撐劑充填層的導(dǎo)流能力,進(jìn)而減少了瓜膠殘留物。本文提出的一些觀點(diǎn)只是就Sugmutskoe油田BS9-2地層最佳作業(yè)經(jīng)驗(yàn)的總結(jié)。

4.4 主壓裂作業(yè)規(guī)模和支撐劑類型

根據(jù)要求的裂縫導(dǎo)流能力、目標(biāo)層幾何尺寸(與油藏地質(zhì)有關(guān))、層段總高度、凈產(chǎn)層厚度和層數(shù)對每口井進(jìn)行作業(yè)規(guī)劃。在泵入不同量支撐劑的地方,最佳選擇項(xiàng)是把壓裂后的產(chǎn)量跟泵注進(jìn)程表注入比例變化情況進(jìn)行對比。經(jīng)過這些設(shè)計(jì)步驟后,再重新計(jì)算所需支撐劑的量。

圖7給出了一個(gè)例子,就是壓裂后5年期內(nèi)計(jì)算出的累計(jì)產(chǎn)量取決于支撐劑注入量的情況。

圖7 支撐劑用量對5年期累計(jì)采油量的影響

如圖7所示,每米產(chǎn)層注入10 t支撐劑似乎是比較好的選擇,這一數(shù)值可以當(dāng)作初始近似值或“保守估測值”。泵入230 t支撐劑會帶來額外19 500 t的原油。注入90 t支撐劑的額外花費(fèi)與創(chuàng)造的價(jià)值相比似乎微不足道。另一方面,作業(yè)規(guī)模越大,風(fēng)險(xiǎn)就越高。對于Sugmutsko油田BS9-2地層來說,風(fēng)險(xiǎn)就是裂縫突進(jìn)到上面的含水層BS9-1。所以,對這口特殊的井來說,最佳的作業(yè)規(guī)模似乎是注支撐劑230 t,因?yàn)樗茉陲L(fēng)險(xiǎn)、成本、增油量之間達(dá)到平衡。這一數(shù)值可以用在最佳情況下的模擬。

還應(yīng)注意到,對產(chǎn)層厚3～4 m、產(chǎn)層總厚度較大的某些油井來說,考慮作業(yè)用起始支撐劑注入量應(yīng)該比想要獲得理想效果所用的數(shù)值要高些。支撐劑類型和篩目大小也是增產(chǎn)作業(yè)成功的重要方面。中等強(qiáng)度的陶粒和樹脂涂層支撐劑都適合在這些油藏條件下長時(shí)間保持支撐劑充填層的導(dǎo)流能力。對割縫襯管完井情況,支撐劑篩目大小有一定的限制。襯管內(nèi)的割縫直徑一般約為10 mm,所以,泵注篩目12/18、濃度超過840 kg/m3的支撐劑可能存在風(fēng)險(xiǎn) (如果不考慮作業(yè)期間的割縫腐蝕)。對該油田來說,16/20目的支撐劑就是良好的選擇。

4.5 壓裂液設(shè)計(jì)

對該油藏來說,水基凝膠加聚合物35(lb/gal和40 lb/gal,1 lb/gal=119.826 kg/m3)加延遲硼酸鹽膠聯(lián)劑似乎是一個(gè)不錯(cuò)的解決辦法。為了減少凝膠殘余物,這些作業(yè)就要泵入35 lb/gal的聚合物或者在部分情況下泵入40 lb/gal。另外,使用以化學(xué)方法經(jīng)過調(diào)整的低殘余瓜爾凝膠劑可以代替?zhèn)鹘y(tǒng)的瓜膠。在整個(gè)作業(yè)過程中,使用高濃度的破膠劑并在作業(yè)的最后階段增加破膠劑的濃度也是有利的。另一與壓裂液有關(guān)的重要建議是使用7%氯化鉀鹽水 (而不是2%或3%),避免黏土膨脹。

4.6 主壓裂前置液

主壓裂前置液注入規(guī)模要加以優(yōu)化,以便獲取預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力和裂縫幾何尺寸。由于產(chǎn)生多條裂縫的可能性較高,所以與直井的情況相比,水平井的前置液注入規(guī)模在安全上有要求。在注前置液當(dāng)中,要泵入砂段塞,目的是把割縫清理干凈,減少近井筒扭曲,封堵一些微小裂縫。這種做法對減少近井筒地區(qū)摩擦壓力損失的影響已經(jīng)由Brovchuk等人討論過。在該項(xiàng)研究中,所有作業(yè)當(dāng)中的砂段塞大小為100目砂1.5 t,16/20或16/30目陶粒支撐劑1.5 t,或使用相同量的混合目支撐劑。

4.7 支撐劑濃度和返流控制

每一壓裂階段,支撐劑濃度取決于預(yù)期的裂縫導(dǎo)流能力剖面和裂縫幾何尺寸。由于橫向裂縫與井筒的連接區(qū)域小,所以保持近井筒地區(qū)高的導(dǎo)流能力就相當(dāng)重要。有兩個(gè)因素嚴(yán)重影響水平井近井筒區(qū)域產(chǎn)能:非達(dá)西流量和由支撐劑集中返流引起的潛在的裂縫阻流。Romero等人經(jīng)過計(jì)算得出,即使支撐劑從地層中產(chǎn)出得很少,也會導(dǎo)致具有橫向裂縫水平井產(chǎn)能指數(shù)的減少 (減少30%或更多)。由于近井筒地區(qū)裂縫導(dǎo)流能力應(yīng)該高些,所以壓裂最后階段樹脂涂層支撐劑濃度應(yīng)為1 400 kg/m3或1 600 kg/m3。2口擬定的有著長期最佳生產(chǎn)效果的油井 (S01井和S14井),在壓裂最后階段,使用支撐劑濃度的最大值為1 400 kg/m3。在開始洗井步驟之前,樹脂涂層支撐劑要有足夠的固化時(shí)間并在地層條件下要有高的壓縮強(qiáng)度。另外,要避免支撐劑返流,保持正確的洗井過程 (撓性油管似乎是最佳選擇),平穩(wěn)過渡到油井生產(chǎn)。

5 模擬研究

選S08井作為實(shí)例研究,因?yàn)樗亲畛Ｒ姷牡湫蛯?shí)例之一,即壓裂作業(yè)后初始產(chǎn)量高,而在作業(yè)后的8個(gè)月時(shí)間里產(chǎn)量迅速下降。

5.1 基本情況和實(shí)際情況

利用3D多相流油藏模擬器建造一個(gè)模型,然后按地層和流體特性來調(diào)整模型。把壓裂后的壓力數(shù)據(jù)跟模型結(jié)合匹配后獲得壓裂參數(shù),然后建造一個(gè)網(wǎng)格。再把模型與實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行匹配,匹配的質(zhì)量要求是使用這一模型可以開展敏感性研究。

5.2 敏感性研究

有兩個(gè)實(shí)例用于敏感性分析并和實(shí)際壓裂情況做了比較。第一個(gè)是優(yōu)化的壓裂情況,支撐劑的用量是230 t,這種情況下產(chǎn)量比實(shí)際的高,產(chǎn)量下降也比較平穩(wěn)。另一個(gè)實(shí)例是優(yōu)化壓裂結(jié)合保持油藏邊界壓力提高水驅(qū)效果的情況。假定的條件是東西部邊界壓力不變,并且等于油藏初始壓力。在這種理想情況下,得出基本情況和實(shí)際情況的平均最高產(chǎn)量和累積采收率。

5.3 重復(fù)壓裂作業(yè)機(jī)會

所研究的最后一種情況就是涉及到油井潛在重復(fù)壓裂情況。這是假定油井生產(chǎn)經(jīng)過一年半時(shí)間后,對油井進(jìn)行一次相同規(guī)模壓裂的再增產(chǎn)作業(yè)。如果新裂縫延伸到未衰竭的或衰竭程度小的地層,那么重復(fù)壓裂的效果可能會更顯著。

6 結(jié)論

割縫完井的水平井壓裂作業(yè)在Sugmutsko油田證明是高產(chǎn)、經(jīng)濟(jì)有效的。水平井增產(chǎn)作業(yè)的兩個(gè)關(guān)鍵控制項(xiàng)是作業(yè)設(shè)計(jì)/執(zhí)行和泄油區(qū)壓力保持。

石油行業(yè)優(yōu)化壓裂作業(yè)的兩種主要方法:①優(yōu)化橫向裂縫參數(shù)的分析法,初步給出優(yōu)化方向,而基于此所做的一些假設(shè)不適用割縫完井的水平井壓裂;②把多相流油藏模擬器和擬3D裂縫模擬器結(jié)合,給出壓裂作業(yè)詳細(xì)的最優(yōu)化模擬。

該油田壓裂作業(yè)主要參數(shù)包括作業(yè)規(guī)模、凝膠類型、支撐劑目的尺寸等等。作業(yè)規(guī)模的增加以及支撐劑的較好充填可以帶給Sugmutskoe油田顯著增加的累積采收率。如果裂縫延伸到未衰竭區(qū)域,那么重復(fù)壓裂應(yīng)視為一種可行的選擇;否則,產(chǎn)量在壓裂后會快速降回到壓裂前的數(shù)值。

資料來源于美國《SPE 107845》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.007

2009-03-25)