薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术
2016-06-12 08:00 [石化论文] 来源于：互联网 作者：互联网
导读：摘要：针对薄互层低渗透油藏储层
|
摘要：针对薄互层低渗透油藏储层薄、微裂缝发育的特点，通过开展地应力与人工裂缝扩展研究、压裂裂缝参数优化、压裂工艺技术优化等研究，在滨南油田滨660块实施整体压裂开发，取得了良好的效果，为薄互层低渗油藏高效开发探索了新的道路。
关键词：薄互层；低渗透油藏；整体压裂；地应力
一、薄互层油藏概况
滨南薄互层油藏主要分布在滨南油田，其中滨660块构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南――利津二级断裂带西段，滨649滚动背斜北台阶，其北部隔单家寺油田为滨县凸起，东北部隔利津油田为陈家庄凸起，东南临利津洼陷。主要含油层系沙四上，埋深2863-3096米，含油面积1.99km2，地质储量235万吨，平均单井有效厚度18m。
1、薄互层油藏地质特征
（1）层多，单层厚度薄，平面上广泛分布
滨660块沙四段属扇三角洲前缘亚相的沉积，纵向上含油井段长，油层多，单层厚度小。沙四上划分为2个砂组，并对含油的1、2砂组精细划分为6个小层，在100m含油井段内视分层系数最多达16层/井，最小为6层/井，平均9层/井。
（2）岩性复杂，储层物性差
沙四段岩性主要为浅灰色泥岩、白云质泥岩、劣质油页岩与粉细砂岩的不等厚互层，夹有薄层白云质砂岩，平均孔隙度15.2%，渗透率11.7×10-3um2，为低孔低渗透储层。
（3）常温常压油藏，原油性好
沙四段油层埋深一般2863-3096米，平均2800m，地层温度117℃，温度梯度3.44℃/100m，原始地层压力29.05MPa，压力系数为0.968，属于常温常压系统。
2、薄互层特低渗透油藏开发难点
（1）自然产能低，常规压裂有效期短
沙四段储层因层薄且低渗透，油井自然产能低（<3t/d）。通过压裂改造后，初产较高，但压裂有效期短，产量递减快。
（2）注水压力高，注水效果差
因储层特低渗透，沙四段吸水能力差、启动压力高，注水压力上升快，注水泵压高28MPa，油井受效不均的矛盾突出，部分井长期不见效，见效后也表现为低产稳定，总体注水开发效果差。
（3）裂缝垂向延伸高度难以控制，压裂施工规模难以扩大
薄互层在纵向上层数多、单层厚度小，隔层薄且岩性复杂，层间应力差值小，裂缝高度控制难度大。同时，沙四段储层非均质性强，灰质含量较高，压裂液滤失大，难以实现造长缝的目的。
二、整体压裂工艺技术研究
整体压裂开发技术是低渗透区块在投入开发时，就将开发方式、开发井网与压裂规模、裂缝导流能力和裂缝缝长等一起确定。该技术的原则就是地应力、井网和人工裂缝有机匹配，改善动用程度；关键是将地应力及天然裂缝描述技术、整体压裂裂缝参数优化技术、油水井压裂工艺技术与整体压裂效果预测及评价综合考虑。
1、裂缝参数优化
理论研究表明低渗透油藏的产量主要取决于压后支撑裂缝长度和导流能力，从压裂增产倍数与裂缝几何尺寸及导流能力的理论曲线分析，在同样情况下，裂缝导流能力愈高，造缝愈长，增产倍数也愈高；因此，对薄互层低渗透储层，要得到较高的导流能力比值，提高增产倍数，应以加大裂缝长度为主。
（1）不同井距条件下导流能力和支撑缝长的优化
采用两维单相油藏模型进行了最佳支撑缝长的计算。从计算结果可以看出，在不同的井距下，随着导流能力的增加，油井的采收率都有不同程度的提高。
（2）注水井裂缝参数优化
注水井压裂和不压裂时，对油井产量、采出程度及含水率的影响也不同。随着注水井裂缝缝长比的增加，见水前油井产量都有所增加，但见水后，缝长比较大时产量下降幅度较大，从计算结果得出缝长比从0.2变化到0.8时，采出程度的提高率较低，但含水率上升较快，因此注水井压裂时优化缝长为0.2-0.25。因此，滨660块设计400m井距，油井最大压裂半缝长160-180m，最佳的导流能力为0.3-0.5dc.m，注水井压裂时的缝长为80-100m。
2、 压裂工艺设计优化
滨660块薄互层特低渗油藏含油井段跨度大、油层分散且局部微裂缝发育，相应压裂设计要求高，区块以往压裂井压裂过程中压裂液滤失大，压裂总体规模小。为此压裂工艺设计突出了降滤失、控缝高工艺的优化设计。
（1）降滤措施工艺设计
根据滨660块以往压裂井分析，压裂液滤失是导致压裂效果差的主要原因，因此在降滤措施工艺设计上采用2项技术。
（2）缝高控制技术
①变排量施工技术。变排量施工，适用于上下隔层地应力差值小的薄油层的压裂改造，在控制裂缝垂向延伸的同时，可增加支撑缝长，提高裂缝内支撑剂铺置浓度，从而可有效地提高增产效果。
②低砂比段塞转向技术。根据巴布库克方法对砂子在垂直裂缝中的分布研究的实验结果，低排量泵注一部分低粘混砂液，在裂缝的底界面桥架形成一个低渗透或不渗透的人工隔层。人工隔层一是相当于增大了下部隔层与生产层之间的地应力差，二是它还起转向剂的作用，使后来注入的携砂液转为水平方向上的流动，这样可抑制裂缝的向下延伸。
三、实施效果
滨660块沙四上平均孔隙度15.2%，空气渗透率11.7×10-3μm2，根据整体压裂数值模拟，井距400m，排距150m，压裂规模油井半缝长160-180m，水井半缝长80-100m时，井排方向按最大主应力NE87°。
滨660块实施油井压裂5口，按照设计实施压裂规模，经裂缝检测，主裂缝方位NE90°，其中滨660X7、滨660X39井距离边界断层较近，裂缝方位略偏，支撑半缝长达173-225m，缝高60-102m，裂缝参数与设计基本一致。实施水井压裂2口，支撑半缝长82-89m。
四、认识与结论
1、薄互层低渗透油藏实施整体压裂开发技术，取得了良好的产能建设效果，达到方案设计目标。
2、加强地应力研究，优化开发井网。分析滨660块整体地应力及分层地应力情况，采用矩形五点法井网，并且井排平行于地应力方向布井，通过压裂投产，既解决了低渗透油藏由于储量丰度小，小井距开发单井控制储量偏小的问题，又解决了大井距开发，难以建立驱替压差的矛盾。
3、加强室内模拟研究，优化整体压裂开发规模。滨660块地层渗透率，结合极限泄油半径理论，根据整体压裂数值模拟，压裂规模油井半缝长160-180m，水井半缝长80-100m时，提高了单井控制面积，增大了泄油面积，大幅提高了油井产能，取得良好的效果。
参考文献
[1]王志杰等. 薄互层特低渗透油藏大型压裂弹性开发研究. 石油天然气学报（江汉石油学院学报），2006年，第1期
[2]寇永强. 大型压裂技术在特低渗透薄互层油藏的应用. 油气地质与采收率，2004年，第3期
（编辑：东北亚） |
低渗透油藏的开发技术