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(dòng)用的致密油資源儲(chǔ)層原始地層壓力系數(shù)1.03，儲(chǔ)層流體局部高含CO2氣，正因?yàn)榈貙又旅堋⒆陨韷毫ο鄬?duì)較高且含氣的特點(diǎn)，應(yīng)用大液量蓄能體積壓裂后，地層壓力系數(shù)提高至1.36以上，油井自噴期長(zhǎng)達(dá)400天。因此，針對(duì)壓后自噴生產(chǎn)開(kāi)展合理工作制度研究，對(duì)于有效利用壓裂提高的地層能量，延長(zhǎng)自噴生產(chǎn)時(shí)間，提高枯竭式開(kāi)采采收率意義重大。

1 致密油自噴階段滲透特征

根據(jù)吉林油田致密油生產(chǎn)的實(shí)踐，致密油總體分為三個(gè)階段，即壓裂及蓄能階段、自噴生產(chǎn)階段、人工舉升階段。其中針對(duì)自噴階段，基于前期致密油水平井分段壓裂儲(chǔ)層建模研究，流體滲流主要發(fā)生在改造區(qū)，即裂縫控制區(qū)域，主要以縫內(nèi)線性流和改造區(qū)內(nèi)線性流為主。

在自噴過(guò)程中，又可分為排液和自噴生產(chǎn)兩個(gè)階段，排液階段主要是主裂縫內(nèi)流體的滲流，該階段流體流速不宜太高，否則會(huì)導(dǎo)致支撐劑回流，造成井筒堵塞及管柱、油嘴沖蝕嚴(yán)重等問(wèn)題。自噴生產(chǎn)階段則為改造區(qū)內(nèi)的滲流，即壓裂提高能量區(qū)域內(nèi)的滲流，該階段需要研究合理的制度，有效利用能量，延長(zhǎng)自噴時(shí)間。

2 排液階段控砂臨界流速及制度確定

2.1 理論預(yù)測(cè)控砂臨界流速

壓裂后返排油嘴優(yōu)選一直是困擾現(xiàn)場(chǎng)施工的難題，國(guó)內(nèi)胡景宏等基于支撐劑回流運(yùn)動(dòng)模型和啟動(dòng)模型的建立，形成了支撐劑回流理論，主要針對(duì)直井單縫條件給出了不同雷諾數(shù)范圍壓裂液返排臨界流速的計(jì)算方法。

表1 臨界流速計(jì)算數(shù)據(jù)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(yīng)用參數(shù)如表1所示，計(jì)算單縫裂縫閉合后臨界流速為0.041m/s。

基于流速與產(chǎn)量的關(guān)系，根據(jù)通過(guò)孔眼的總面積估算產(chǎn)量：

根據(jù)通過(guò)裂縫截面有效過(guò)流面積估算產(chǎn)量：

針對(duì)水平井壓裂段數(shù)和簇?cái)?shù)的不同，根據(jù)式（1）計(jì)算的臨界單位流量為5.3～5.9 m3/h，同樣的計(jì)算方法根據(jù)式（2）計(jì)算的臨界單位流量為5.1～5.6 m3/h。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際校核臨界流量

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)后進(jìn)行井筒沖砂，分析驗(yàn)證沖砂量與單井單位時(shí)間產(chǎn)量的關(guān)系，沖砂量較多的Ⅲ類(lèi)井單位產(chǎn)量達(dá)到6.6m3/h以上，中間量的Ⅱ類(lèi)井單位產(chǎn)量5～6.5m3/h， 單位產(chǎn)量5m3/h以下，沖砂量極少。

表2 臨界流量計(jì)算數(shù)據(jù)表

現(xiàn)場(chǎng)13口井沖砂數(shù)據(jù)證實(shí)，單位產(chǎn)量5m3/h是該地區(qū)目前地層參數(shù)及改造規(guī)模條件下的臨界流量。為保證不超過(guò)該流量，采用王才等研究的井口壓力和油嘴直徑的關(guān)系模型計(jì)算，得到合理的工作制度為2～3mm。

3 自噴生產(chǎn)階段合理工作制度優(yōu)化

3.1 系統(tǒng)試井分析

為確定自噴階段合理工作制度，根據(jù)常規(guī)油自噴合理工作制度的確定方法，選取適合測(cè)試的油井進(jìn)行系統(tǒng)試井，根據(jù)相關(guān)測(cè)試數(shù)據(jù)繪制試井曲線如圖1所示。

圖1 A188-43井試井曲線

系統(tǒng)試井曲線表明，當(dāng)油嘴在3～5mm時(shí)，隨著流壓降低，產(chǎn)量上升；當(dāng)油嘴大于5mm時(shí)，流壓逐漸降低而產(chǎn)量上升緩慢，這表明地層能量得不到充分發(fā)揮，因此，初步判斷4～5mm油嘴為合理工作制度。

3.2 流入動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)擬合

為進(jìn)一步確認(rèn)油井合理的自噴生產(chǎn)制度，進(jìn)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(chǔ)層產(chǎn)液曲線類(lèi)似于低滲透儲(chǔ)層的特征（改造后儲(chǔ)層屬低滲范疇），有拐點(diǎn)。從協(xié)調(diào)點(diǎn)求解曲線可以看出，獲得穩(wěn)定最大產(chǎn)能的工作制度為4mm。

圖2 油井IPR擬合及不同制度協(xié)調(diào)點(diǎn)的求解圖

3.3 壓降統(tǒng)計(jì)分析

為驗(yàn)證致密油水平井生產(chǎn)制度合理性，針對(duì)前期壓裂投產(chǎn)的40多口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，進(jìn)行了不同的統(tǒng)計(jì)分析。首先，以單位壓降（1Mpa）為定量，分析獲得最高產(chǎn)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(chǎn)油最高，6mm油嘴產(chǎn)液最高。

圖3 不同制度下單位壓降時(shí)產(chǎn)油及產(chǎn)液柱狀圖

其次，以單位時(shí)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(chǎn)每日壓降最低，為0.0221Mpa/d。

圖4 不同制度下單位時(shí)間壓力降落柱狀圖

最后，以單位產(chǎn)液（1000方產(chǎn)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(chǎn)單位壓降最低，為0.43Mpa/1000方。

圖5 不同制度下單位產(chǎn)液壓力降落柱狀圖

總之，通過(guò)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(yōu)的工作制度。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

以致密油水平井自噴合理工作制度優(yōu)化結(jié)果為指導(dǎo)，后續(xù)水平井在壓裂投產(chǎn)后，合理控制返排油嘴的尺寸，在后期掃橋塞過(guò)程中無(wú)大量出砂井，控液返排技術(shù)應(yīng)用取得較好效果。同時(shí)，通過(guò)合理主自噴工作制度的應(yīng)用，致密油水平井自噴期得到有效延長(zhǎng)，如表3所示。

表3 致密油水平井自噴期對(duì)比數(shù)據(jù)表

5 結(jié)論

（1）針對(duì)吉林油田目前評(píng)價(jià)動(dòng)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(duì)水平井壓裂段數(shù)和簇?cái)?shù)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(chǎn)階段，通過(guò)系統(tǒng)試井分析、IPR擬合協(xié)調(diào)點(diǎn)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(yōu)工作制度。

（4）由于致密油水平井自噴能量來(lái)源與常規(guī)油不同，能量的持續(xù)性較差，改造區(qū)地層壓力衰竭難以快速有效得到補(bǔ)充，工作制度優(yōu)化需要根據(jù)不同壓力階段進(jìn)行針對(duì)性研究。