薛長榮 張永
延長油田股份有限公司志丹采油廠 陜西 延安 717500
伴隨著石油消耗速度的加快,國內的各種優(yōu)質油藏數(shù)量逐漸減少,已無法滿足人們對石油資源的需求。對此,油氣開發(fā)中心逐步轉移至淺層低滲油藏的開采,這類油田占新發(fā)現(xiàn)油藏的一半以上,由于其具有產能低、滲透率低的特點,開采難度相對較大。為穩(wěn)定石油的供應,深入探討采油和壓裂工藝顯得尤為重要?,F(xiàn)就低滲油藏的采油、壓裂工藝進行如下論述,希望能為這類油田的開發(fā)、利用起到作用[1]。
通過分析淺層低滲油藏的生產特征、滲透率,可以將其分為3個類型 :一是一般低滲油田,這種儲層比較接近一般儲層,地層下的水飽和度為25%~50%,具有工業(yè)性的產能。但是對于鉆井、完井作業(yè)而言,極有可能會造成污染,有必要對儲層采取保護措施 ;二是特低滲油田,油田儲層含水飽和度大,這類油田的部分油層有低電阻,從某種程度上加大了測井難度。通常來講,這類儲層無法滿足工業(yè)標準,需要進行壓裂作業(yè);三是致密低滲儲層,空隙半徑小,油氣的進入有一定難度,和有效儲層下線相似,多沒有自然產能,需要壓裂作業(yè)才能投產。在國外,淺層低滲油藏的開發(fā)已有一段時間,它們始終保持一個觀點,特別是高壓低滲油田,初次開采壓力大,天然氣能量充足,應借助自然產能進行開采,可以適當延長低含水期、無水期的時間。借助溶解氣驅能量、彈性能量進行開采,由于油層產能遞減速率較快,大大降低采收率,一般為10%。進入低產期后,采用注水的方式開采,保持注水能量,此時采收率明顯提高為20%[2]。
根據侏羅系油藏根據隔夾層發(fā)育狀況、油水接觸關系細化儲層類型,確定合理射開程度,采取差異化儲層改造技術對策,以小直徑深穿透射孔、“三小一低”壓裂解堵為主,平均單井日產油2.4t,較去年同期提高0.4t。三疊系油藏針對老區(qū)平面水驅波及范圍大、縱向多層系發(fā)育的儲層特征,以“提產+控水”一體化為理念,全面推廣縱向多短簇細分層壓裂技術,平均單井日產油2.0t,效果整體保持穩(wěn)定。
圖1 含層理面射孔孔眼破裂時裂縫演化圖
針對水驅狀況復雜、見水風險高的井,優(yōu)化低含水層段進行改造,在前置液中加入自適應多尺度控水劑降低水相滲透率,同時控制壓裂改造規(guī)模,試驗5口,單井日產油1.8t,含水55.8%,較對比井含水↓12個百分點。圍繞超低滲儲層物性差、側鉆后產量遞減大等問題,在超低滲油藏試驗高導流通道壓裂2口,初期單井日產油2.7t,較對比井提高0.5t。水平井推廣應用“油管傳輸射孔+小直徑橋塞分段多簇壓裂”主體工藝,采用可溶橋塞替代可撈式橋塞,平均單井壓裂施工周期縮短4天,壓裂施工效率提高20%;同時,針對常規(guī)分段壓裂施工周期長等難題,研發(fā)配套3寸半可回接懸掛器,套管回接重造井筒形成大通徑管柱,采用“橋射聯(lián)做+分段體積壓裂”工藝技術模式試驗1口,排量由2.6提高4~6m3/min,水平井單井壓裂周期由15下降到5天[3]。
侏羅系油藏以挖潛井間剩余油為目標,堅持以小直徑深穿透射孔、控壓酸化、“三小一低”壓裂等小型解堵工藝為主,持續(xù)優(yōu)化技術參數(shù),不斷提高技術適應性,措施有效率90%以上。特低滲~超低滲I類油藏側鉆定向井以充分動用儲層為目標,堅持“多短縫+控含水”壓裂理念,全面推廣多短簇細分層壓裂主體工藝技術,單井產量2t以上。開展體積壓裂提產技術試驗,擴大泄流面積,單井產量由1.0提高到1.8t。
圖3 不同簇誘導應力場模擬結果
超低滲II類油藏最大限度利用老套管、縮短靶前距,提高井網內水平段長度,試驗小曲率側鉆水平井技術,充分發(fā)揮側鉆水平井“井控+縫控”提產優(yōu)勢,實現(xiàn)超低滲低產井組高效開發(fā)。側鉆水平井以縮短常規(guī)分段壓裂施工周期、提高段間段內壓裂有效性為目標,初期單井產量>3.5t。水平井持續(xù)推廣應用“油管傳輸射孔+小直徑可溶橋塞分段壓裂”主體工藝,通過3寸半套管回接重造井筒,實現(xiàn)井眼全通徑,完善小井眼橋射聯(lián)作高效分段壓裂工藝,單井壓裂周期縮短至5天,單井產量3.2t以上。
壓裂工藝是指采油時借助水力作用,使油層形成裂縫,也稱油層水力壓裂。油層出現(xiàn)裂縫后,加入支撐劑填充裂縫,提高油層滲透能力,增加產油量。該工藝是低滲油藏開發(fā)的有效手段,在多年的發(fā)展中,壓裂工藝在材料性能、設備等方面取得很大的進步,工藝技術也越來越成熟。以恢復裂縫導流能力、挖潛剩余油為目標,逐步形成了以重復壓裂、酸化解堵、查層補孔三大類主體技術。近年來為適應不同開發(fā)需求,控水增油等新技術快速發(fā)展,老油田增產穩(wěn)產技術系列不斷豐富。以長6為代表,已進入“雙高”階段,水驅矛盾加劇,含水上升快(1.9%),低產井多,占比73%,推廣暫堵壓裂、前置調堵壓裂等工藝,日增油0.8t左右。
3.1.1 雙向調堵技術
按照“油水井雙向治理”思路,開展中高含水油藏雙向調堵壓裂實現(xiàn)“控水增油”。計算表明雙向調堵降低含水率較單一調剖/堵水降低近10%,采收率可提高至3~5%以上,有效改善滲流場、動用剩余油。2023年實施井組月度階段遞減由1.5下降至-0.8%、月度含水上升速度由0.8下降至-0.3%。
3.1.2 暫堵壓裂
針對特低滲油藏“雙高” 特征,持續(xù)優(yōu)化暫堵壓裂工藝,“層內+層間”多級暫堵控制裂縫長度、方向,提高裂縫復雜程度,暫堵級數(shù)提高到2-3級,單井日增油由0.81提高到0.84t,措施有效率由84.5提高到86.7%。
3.1.3 高含水油井堵水壓裂技術
針對油水井貫通、井口高壓的裂縫性水淹井,開展復合功能段塞深部堵水試驗,實現(xiàn)降水增油目的。采用凝膠推水站位+高強固結封口,堵劑由200提高到600m3,注入排量由0.5提高到1.0m3/min,實現(xiàn)水淹裂縫的深部封堵;研發(fā)了互穿網絡系列高強封堵劑,地面粘度<30mpa.s,耐壓>32MPa,滿足封口/轉向壓裂的技術需求。
近年累計試驗井措施有效率78.8%,措施有效期達到386天,平均單井日增油1.03t,含水降低27.9%,與前期試驗對比,措施有效率由67.8提高到78.8%,平均單井日增油由0.49提高到1.03t,含水降幅由11.4%提高到27.9%。
針對超低滲I/II類油藏,儲層物性差、有效驅替系統(tǒng)難建立,采油速度低。以高注采比、低采出開發(fā)特征為主。定向井主要通過提高重復壓裂措施比例(35.1%提高到44.6%),改善水驅效果,持續(xù)優(yōu)化選井選層,單井日增油保持穩(wěn)定,措施有效率由89.1提高到90.9%[4]。
(1)重復壓裂。以暫堵壓裂、寬帶壓裂等工藝為主,促進有效驅替系統(tǒng)建立。實施井有效率92.2%,平均單井日增油0.88t/d,歷年跟蹤表明,有效期內單井增油量453t,措施后含水上升幅度5.8%,適應性較好。
(2)補孔壓裂?;趩紊绑w精細刻畫,以實現(xiàn)注采關系動用、充分挖潛縱向剩余油為目標,針對縱向潛力層實施補孔壓裂井,有效率89.6%,平均單井日增油0.83t/d,長期有效率89.1%,平均單井日增油0.91t,工藝適應性較好。
(3)井組整體寬帶壓裂技術。針對井組驅替系統(tǒng)難建立的“雙低”油藏,通過井組“三場”變化規(guī)律研究,明確井組挖潛的方向,采用整體二次構建井網地下裂縫系統(tǒng)與注驅采滲流場,促使驅替系統(tǒng)有效建立,改善低產區(qū)開發(fā)效果。綜合裂縫-油藏-應力模擬技術,建立地質工程一體化模擬工作流程,開展精細油藏模擬,研究開發(fā)全過程“三場”變化規(guī)律,明確井組整體增產挖潛的潛力與方向,形成“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組整體壓裂技術。通過補能增加兩向應力差1~2MPa,改變應力場有利于裂縫有效擴展;建立了壓前補能液量與地層壓力變化方程和關系圖版,指導補能方案優(yōu)化,形成了壓裂驅油補能數(shù)值模型,建立補能圖版。以重建注驅采滲流場為目標,形成了“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組整體壓裂技術,配套研發(fā)了高效驅油型補能劑CQH-1,在油藏規(guī)模應用,措施后單井日增油由0.8提高到1.7t/d。以重建注驅采滲流場為目標,在低產區(qū)開展“增、擴、轉、擾、驅”為核心的井組結構化改造,井組日產油由149.8提高到392.5噸,采油速度由0.18提高到0.44%;支撐區(qū)塊純老井日產油穩(wěn)產800t,實現(xiàn)區(qū)塊“硬”穩(wěn)產。
石油資源經過多年的開采,其品質逐漸降低,低滲油藏數(shù)量增多,加強對這類油井采油、壓裂工藝的研究,對穩(wěn)定原油產量具有重要意義。由于采油工藝、壓裂工藝比較多,而且每種工藝技術的特點不同,給石油企業(yè)工作的開展帶來難度。基于此,石油企業(yè)應結合油井特征、生產需求,科學地選擇工藝技術,以滿足生產需求,提高原油利用率。