盧家亭,李業(yè)會,錢鳳艷,夏秋君,修德艷,陳少勇
(中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)研究院,河北 唐山 063004)
高尚堡深層南區(qū)屬于復雜斷塊油藏,經(jīng)過三十多年的開發(fā)已經(jīng)進入注水開發(fā)后期,出現(xiàn)了普遍的產(chǎn)量遞減、穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大等問題,同時由于油藏埋藏深、低孔低滲、自然產(chǎn)能低、經(jīng)濟效益差,有近30%的地質(zhì)儲量沒有得到有效動用,成為難采儲量。從該區(qū)塊油井試采情況看,自然產(chǎn)能偏低(2~4 t),達不到極限產(chǎn)量9.6 t,并且儲層物性差、油層導流能力低,彈性采收率低(4.5%),需經(jīng)過整體壓裂改造才能提高油井產(chǎn)能,因此研究適應于復雜斷塊壓裂優(yōu)化數(shù)值模擬技術(shù)具有非常重要的意義[1-2]。本文從油藏數(shù)值模擬網(wǎng)格加密技術(shù)出發(fā),首次應用油藏數(shù)值模擬軟件Eclipse對該區(qū)高94斷塊整體壓裂先導試驗井組進行水力壓裂裂縫參數(shù)優(yōu)化,現(xiàn)場應用取得了較好的開發(fā)效果。油藏數(shù)值模擬在壓裂先導試驗參數(shù)優(yōu)化中的成功運用,不但為斷塊實施整體壓裂提供技術(shù)支撐,同時也對高尚堡深層難采儲量的高效開發(fā)具有一定的借鑒作用。
高尚堡油田位于渤海灣含油氣盆地北部黃驊坳陷南堡凹陷北部,高尚堡深層南區(qū)位于南堡凹陷高柳斷層上升盤一側(cè),北西向展布,在基巖隆起基礎(chǔ)上逐漸形成潛山披覆背斜。高94斷塊則位于高尚堡油田深層南區(qū)西南部,是高深重要的開發(fā)斷塊之一,油藏埋深3 300~3 700 m,主力含油層系為古今系沙河街組Es2+33亞段,為一套近源、快速堆積的陡坡型扇三角洲沉積體系。油藏類型為構(gòu)造巖性油藏,油藏埋藏深、斷裂系統(tǒng)復雜、含油井段長、油層層數(shù)多、厚度大、油水關(guān)系復雜、儲層非均質(zhì)性強。儲層平均滲透率為24.8×10-3μm2,平均孔隙度為15.9%,原始地層壓力為38.5 MPa,屬于正常壓力系統(tǒng);飽和壓力為21.6 MPa,原油屬于常規(guī)稀油,油水兩相流動區(qū)間窄,地層類型為NaHCO3型,巖石敏感性實驗表明:儲層具有強水敏、強酸敏、中等堿敏、中等鹽敏。橫向上該斷塊中上部油層發(fā)育相對穩(wěn)定,縱向上油層發(fā)育又相對集中,厚度適中,砂體連通性好,滿足壓裂作業(yè)的基本條件。為提高油井產(chǎn)能,有效改善斷塊開發(fā)效果,優(yōu)選該斷塊高94-12注水井組進行壓裂先導試驗,為后續(xù)斷塊整體壓裂做技術(shù)支撐和參考。
模型建立需要地層及流體參數(shù),參數(shù)主要包括原始地層壓力、儲層巖石、油水的壓縮系數(shù)、油水密度、油水粘度、油藏原始油水界面等,如表1所示??紤]地層的各向異性,初始模型建立時取I方向滲透率是J方向滲透率的2.5倍,取K方向滲透率為J方向滲透率的0.1倍。模擬過程中采用定壓生產(chǎn),注水井井底最大注入壓力保持在20 MPa左右,采油井最低井底流壓約為8 MPa,為了保持充足的地層能量,壓力應該保持在原始地層壓力附近。根據(jù)低滲透油藏低孔隙度、低滲透率、低豐度、低產(chǎn)量、低效益等特點,在進行不同方案模擬計算時,選擇15 a作為模擬計算時間。
表1 數(shù)模模型主要參數(shù)
用表1參數(shù)建立油水兩相三維黑油油藏數(shù)模模型,分別以三角形和正方形井網(wǎng)布井,采用相同的開采方式對油藏模型生產(chǎn)15 a后采出程度進行對比,如圖1所示。圖1結(jié)果表明,三角形井網(wǎng)采出程度高于正方形井網(wǎng),這是因為三角形井網(wǎng)對油層的控制程度高、波及系數(shù)高、采收率高,對復雜斷塊油藏有較好的適應性。
地應力大小是油藏改造設(shè)計和施工的基礎(chǔ)數(shù)據(jù),地應力方向控制著水力裂縫走向,開展區(qū)塊地應力分布研究,有利于分析與判斷人工裂縫形態(tài)[3-4],通過測試得到高94斷塊水平最大主應力方向為北東55°~60°,基本平行于斷層方向。保持其他參數(shù)不變,只改變裂縫方向與最大主應力方向夾角,得到采出程度隨時間變化曲線見圖2。從圖2可以看出,裂縫方位對油井采出程度影響不明顯,裂縫方向(注水井排方向)平行于最大主應力方向(0°)采出程度最高,方案最優(yōu),為最有利方向;裂縫方向垂直于最大主應力方向(90°),采出程度低,為最不利方向。
裂縫半縫長是壓裂設(shè)計中重要的一個參數(shù)[5],當導流能力一定時,增油量并不隨縫長的增加呈線性增加。為了更真實地描述地層流體壓裂后運行狀態(tài),首先對油水井順著壓裂方向網(wǎng)格進行加密。加密后網(wǎng)格尺寸由10 m縮小到0.9 m,保持導流能力及其他條件不變,改變不同的半縫長度,得到不同裂縫半縫長與井組日產(chǎn)量隨時間變化曲線(圖3)。從圖3中可以看出,油水井實施壓裂后,注水井組日產(chǎn)量與不壓裂相比有較大幅度增加,特別是壓裂后初期產(chǎn)量較不實施壓裂油井產(chǎn)量增長1倍以上。在有利裂縫方位條件下,當半縫長從45 m、55 m、65 m、75 m依次增大到85 m,油井初期產(chǎn)量同步增加,當半縫長達到65 m以后,隨半縫長的增加壓裂后油井日產(chǎn)量增長速度趨于平緩,而含水率加速上升,見水時間提前(圖4)。因此,裂縫半縫長并不是越長越好,縫越長則含水上升越快,見水越早,采油速度下降,采出程度上升趨勢變緩。同時從圖3也可以看出,壓裂后初期產(chǎn)量遞減幅度較大,這主要是因為地層滲透率低,壓力波傳導速度慢,在油井壓裂投產(chǎn)初期地層仍處于彈性開采階段,油層被壓開以后,儲層原油可依靠較高的原始地層壓力迅速流入裂縫,形成壓后較高的初期產(chǎn)量。壓裂后地層壓力會大幅度下降,初期產(chǎn)量越高,初期產(chǎn)量遞減幅度越大,因此,壓裂后保持地層壓力顯得尤為重要。同時對比壓裂與否采出程度變化,生產(chǎn)15 a后,壓裂注水井組采出程度比不壓裂采出程度高出4個百分點以上,具有良好的經(jīng)濟效益和開發(fā)前景。綜合考慮,壓裂后最佳半縫長為65 m。
裂縫導流能力(即裂縫寬度與縫中滲透率的乘積)是影響壓裂后產(chǎn)能的又一重要參數(shù)[6]。模擬結(jié)果表明,裂縫導流能力的變化對壓裂后各項指標的影響較裂縫半縫長的變化對壓后各項指標的影響明顯。保持半縫長等其他參數(shù)不變,導流能力分別為20、30、40、50、60μm2·cm,即得到不同導流能力下采出程度隨時間變化曲線,如圖5所示。隨著裂縫導流能力增大,壓裂后采油速度增加明顯,到生產(chǎn)中期,由于導流能力高的見水時間提前,含水上升速度加快,采油速度下降明顯,生產(chǎn)15 a后,導流能力為40μm2·cm,采出程度最高,方案最優(yōu)。
參考上述論證參數(shù),在高深南區(qū)高94斷塊按150 m井距部署一套反七點三角面積井網(wǎng),注水井排方向平行于最大主應力方向。2011年9月對高94斷塊高94-12注水井組實施壓裂先導試驗,共壓裂油井3口,注水井1口,壓裂工藝成功率為100%,有效率為75%。壓裂先導試驗的3口油井中,高94-21井壓裂前日產(chǎn)油0.02 t,措施后日產(chǎn)油9.94 t;高 94-13 井措施前日產(chǎn)油0.3 t,措施后日產(chǎn)油 4.97 t,兩口井壓裂前動液面均在2 000m以上,壓裂后液面上升到400m左右;壓裂先導試驗水井G94-12壓裂前油套壓為30 MPa,壓裂后油套壓為11 MPa,壓裂前日注4 m3,壓裂后日注30 m3。3口壓裂油井自壓裂后累計增油775 t,水井累計注水2 400 m3,扭轉(zhuǎn)了新井投產(chǎn)后短期內(nèi)“注不進、采不出”的不利局面。
1)壓裂參數(shù)中,導流能力對生產(chǎn)指標影響較大,而半縫長影響相對較小,為提高油井增產(chǎn)效果,壓裂以產(chǎn)生短、寬縫為好。
2)能量保持是壓裂增產(chǎn)的關(guān)鍵。從壓裂井產(chǎn)能變化趨勢看,壓裂后初期產(chǎn)能較高,由于地層能量得不到有效補充,動液面下降快,產(chǎn)液量和產(chǎn)油量也隨之降低,因此,壓裂后應盡快加強注水,保持較高的地層壓力水平,以保障斷塊整體開發(fā)效果。
3)由數(shù)模論證壓裂先導試驗各種參數(shù)是切實可行的。在高94斷塊注水井組壓裂先導試驗中,油水井壓裂后增產(chǎn)增注效果明顯,不但大幅度提高了油井產(chǎn)量和斷塊采油速度,而且也增加了油田經(jīng)濟效益,為該斷塊高效開發(fā)奠定了堅實的物質(zhì)基礎(chǔ),同時也為高尚堡深層乃至油田低滲透難采儲量的有效開發(fā)提供技術(shù)支撐和借鑒。
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