王忠輝(大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠)
隨著油田的開發(fā),老區(qū)油田已進入特高含水期,常規(guī)壓裂改造技術(shù)已經(jīng)日漸成熟,老區(qū)油田已經(jīng)進入特高含水期,常規(guī)壓裂改造技術(shù)應(yīng)用效果越來越差[1]。為了不斷探索新的壓裂工藝技術(shù),大慶油田外圍廣泛應(yīng)用加大排量壓裂,施工排量達到5~8 m3/min,措施效果明顯,對于開發(fā)低孔、低滲油層具有較好的借鑒意義,發(fā)展大排量壓裂已經(jīng)成為提高油田采收率的重要途徑。為了挖掘剩余油潛力,2020年該廠開展了“大排量”壓裂試驗,雖初步見到增產(chǎn)增效效果,但依然存在部分井增液多增油少的問題,且隨著壓裂選井選層難度越來越大,措施效果呈逐年變差的趨勢:一是重復(fù)壓裂井數(shù)越來越多,由2016年6口上升至2020年55口,其中2020年兩次及以上重復(fù)壓裂油井占施工油井總數(shù)的20.4%;部分井潛力層判斷不準確,大排量壓裂雖增加施工規(guī)模,但壓后增油幅度低,2016年以來共實施油井壓裂637口,其中低效井達到了46口;二是三元復(fù)合驅(qū)單一采用常規(guī)壓裂、酸化、解堵等措施有效期短,嚴重影響開發(fā)效果。2020年施工的23口注入井中有4口井壓裂后2個月內(nèi)失效,最短有效期僅11 d。
為了有效地解決上述問題,開展了壓裂改造增效技術(shù)試驗,形成高效改造挖潛工藝技術(shù),為油田有效穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供技術(shù)支撐,技術(shù)思路如圖1。
圖1 技術(shù)思路Fig.1 Technical thought chart
1)針對原油物性及發(fā)育特點優(yōu)化工藝參數(shù),形成不同驅(qū)替方式、不同滲透率、不同區(qū)塊的大排量壓裂優(yōu)化改造模板。
2)重復(fù)壓裂井試驗在指定裂縫位置注入壓裂轉(zhuǎn)向堵水劑形成高承壓強度的凝結(jié)體,提高裂縫的有效波及體積,減緩含水上升速度,達到增油控水的目的[2]。
3)結(jié)合解堵清垢劑反應(yīng)速度和壓裂工藝要求,確定合理清垢時機、壓裂造縫時機、擴散及堵塞物返排時間,制定科學(xué)的施工工序要求。
在常規(guī)壓裂成本界限內(nèi),試驗了大排量增效壓裂技術(shù),重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù),壓裂復(fù)合解堵現(xiàn)場試驗,最大化實現(xiàn)深遠部位剩余油挖潛,進一步提高壓裂改造效果,實現(xiàn)了油層的經(jīng)濟有效開發(fā)[3]。
3.1.1 施工排量
根據(jù)造縫機理,壓裂液在井底形成高壓進而壓開地層,高產(chǎn)層加大施工排量,可提高液體效率,有利于保護油層,提高效果;但隔層小,排量過大易造成竄層,存在施工風(fēng)險[4]。統(tǒng)計2020—2021年不同區(qū)塊、不同施工排量的壓裂效果對比如圖2,可以發(fā)現(xiàn):純油區(qū)水區(qū)及三元復(fù)合驅(qū)3.2~3.4 m3/min效果最佳,低效井比例最低;過渡帶地區(qū),4.0 m3/min以上大排量增油效果更好。
圖2 不同施工排量的壓裂效果對比Fig.2 Comparison of fracturing effect of different construction displacement
3.1.2 單縫加砂量
統(tǒng)計2020—2021年三元復(fù)合驅(qū)井(井距125~150 m)不同單縫砂量增油效果(表1)可以發(fā)現(xiàn):6~8 m3(首次壓裂且含水為低值期)增油較高;8~12 m3規(guī)模砂量增大,但增油量不高;12~18 m3,單井日增油較高,低效井最低;超過18 m3,日增油變化不明顯。
表1 三元復(fù)合驅(qū)不同單縫砂量增油效果統(tǒng)計Tab.1 Oil increasing effect statistical of different singleslit sand volume in ASP flooding
統(tǒng)計2020—2021年不同單縫砂量壓裂增油效果對比(圖3)可以看出:過渡帶窄小河道發(fā)育,井距大、連通差,常規(guī)壓裂改造難度大,可增大單縫砂量,特別單縫超過18 m3,日增油較高;純油區(qū)水驅(qū)井單縫砂量14~16 m3效果較好,純油區(qū)三元復(fù)合驅(qū)井單縫砂量12~14 m3效果較好。
圖3 不同單縫砂量壓裂效果對比Fig.3 Comparison of fracturing effect of different singleslit sand volume
3.1.3 壓裂方式
統(tǒng)計2020—2021年不同壓裂方式壓裂效果(圖4)可以發(fā)現(xiàn):水驅(qū)高含水壓裂井應(yīng)用選擇性壓裂效果較好,不同含水的壓裂井應(yīng)用多裂縫壓裂均具有較好增油效果;三元復(fù)合驅(qū)中低含水井應(yīng)用多裂縫壓裂見到很好的增油效果,高含水厚油層井多裂縫壓裂動用主滲流通道,增油效果不明顯。
圖4 不同壓裂方式壓裂效果對比Fig.4 Comparison of fracturing effect of different fracturing methods
3.1.4 含水影響
統(tǒng)計2020—2021年不同含水壓裂井效果(表2)可以發(fā)現(xiàn):水驅(qū),含水≤90%,壓裂后含水一般上升,油水同增;含水>90%,壓裂后含水一般保持不變或略下降;三元復(fù)合驅(qū),含水≤90%,增油效果明顯,含水變化不大;含水>90%,含水下降較明顯。
表2 不同含水壓裂井效果統(tǒng)計Tab.2 Effect statistical of different water-cut fracturing wells
3.1.5 砂體發(fā)育影響
統(tǒng)計2020—2021年不同有效厚度的壓裂效果對比(圖5)可以發(fā)現(xiàn):有效厚度小的井壓裂后平均單位厚度增油多,表明薄油層經(jīng)過大排量壓裂后動用程度提高幅度較大,而厚油層之前采出程度已相對較高,常規(guī)壓裂措施后增油幅度相對較小,如縱向上經(jīng)過更為精細的分層壓裂,效果能得到提高。
圖5 不同有效厚度的壓裂效果對比Fig.5 Comparison of fracturing effect of different effective thickness
3.1.6 大排量壓裂參數(shù)體系
根據(jù)上述評價分析,打破常規(guī)壓裂的設(shè)計局限,形成了大排量壓裂方案優(yōu)化的技術(shù)思路:
一是增大施工排量,提高排量為3.2~3.4 m3/min或4.0~4.6 m3/min;二是增加單縫砂量,單縫砂量提高到10~35 m3,單井總砂量控制在75 m3以內(nèi);三是增多總體液量,增加前置液液量,確保支撐劑加入裂縫有效延伸;四是控制加砂程序,降低砂比提高階梯,由四步加砂變?yōu)槲宀郊由啊?/p>
綜合考慮地質(zhì)儲層(有效厚度)、目前開發(fā)狀況(壓前含水)、施工參數(shù)(排量、加砂量)等影響壓裂效果的因素,建立了壓裂方式及施工參數(shù)的優(yōu)化圖版,不同儲層壓裂方式選擇見表3、不同儲層壓裂參數(shù)優(yōu)化見表4。
表3 不同儲層壓裂方式選擇Tab.3 Selection of fracturing methods for different reservoirs
表4 不同儲層壓裂參數(shù)優(yōu)化Tab.4 Optimization of fracturing parameters for different reservoirs
應(yīng)用上述模板,優(yōu)化壓裂參數(shù),試驗大排量壓裂97口井,重復(fù)壓裂井工藝參數(shù)優(yōu)化后初期增油較區(qū)塊平均水平高1.2 t/d,提高16.9%。
重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)可以在原始裂縫中形成堵塞,達到一定的突破壓力,在沿其他方位開啟新的裂縫,實現(xiàn)了裂縫轉(zhuǎn)向[5]。重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù)最有效的方法是用暫堵材料將老裂縫堵死,然后注入壓裂液重新對地層進行壓裂,在與老裂縫有一定夾角的方向上開啟新的裂縫,這樣既可以增加原油產(chǎn)量,又可降低油田的產(chǎn)水量[6]。該項技術(shù)對油氣田增產(chǎn)改造具有非常重要的意義。同時,層間暫堵基于縱向各個小層間的物性和應(yīng)力差異,通過暫堵原縫口,提高破裂壓力壓開新縫,實現(xiàn)小層內(nèi)各結(jié)構(gòu)單元精細壓裂;縫內(nèi)暫堵暫堵劑被前置液攜帶至縫端,對高導(dǎo)流部位實施暫堵,提高縫內(nèi)靜壓力,在主裂縫周邊產(chǎn)生大量的微裂縫和分支縫,實現(xiàn)單砂體內(nèi)部裂縫復(fù)雜化[7]。
3.2.1 方案優(yōu)化
水平縫顆??p內(nèi)暫堵劑用量與裂縫寬度、封堵厚度、富集位置、富集效率相關(guān),不考慮裂縫形態(tài)、泵送排量等因素影響[8]。計算暫堵劑用量:
式中:a為單位轉(zhuǎn)化系數(shù),值為1 000,無量綱;ρ為暫堵劑密度,1.47~1.49 g/cm3;r1-r2為封堵厚度,m;w為裂縫寬度,m;η為富集效率,一般取值10%~30%。封堵厚度0.01~0.02 m,裂縫寬度為0.006 5 m,富集效率取值10%,經(jīng)計算30 m封堵半徑縫內(nèi)暫堵劑用量為60~100 kg。
試驗井A為三元復(fù)合驅(qū)重復(fù)壓裂井,根據(jù)油藏資料分析選定三個層段進行壓裂,挖掘具有潛力主體席狀砂區(qū)域,采用多分支縫暫堵轉(zhuǎn)向工藝,使裂縫避開優(yōu)勢滲流通道,向分流線方向延伸。根據(jù)油藏參數(shù)及壓裂方案計算,試驗井A暫堵劑用量情況見表5,SⅢ9~SⅢ10第一次縫內(nèi)投放暫堵劑120 kg,第二次縫間投放暫堵劑140 kg;SⅢ8縫內(nèi)投放暫堵劑140 kg;SⅢ2(1)~SⅢ3~6第一次縫內(nèi)投放暫堵劑140 kg,第二次縫間投放暫堵劑140 kg,第三次縫間投放暫堵劑120 kg。
表5 試驗井A暫堵劑用量情況統(tǒng)計Tab.5 Temporary plugging agent dosage of test well A
3.2.2 現(xiàn)場應(yīng)用
為有效封堵起壓采用不同粒徑暫堵劑組合加入,1~3 mm顆粒暫堵劑與20~60目粉末暫堵劑按照1∶1組合。首先按照工序表施工,完成替擠;然后車組降排量到1.5 m3/min,投入暫堵劑;穩(wěn)定排量,觀察壓力變化,待封堵壓力出現(xiàn)峰值后,壓裂車組提排量到3.0 m3/min,實施后續(xù)加砂工序。
3.2.3 效果分析
試驗井A壓后初期液量241.2 t/d,目前為108.6 t/d,日增油9.13 t/d(較上次壓裂8.23提高0.9 t/d,高10.9%),層間平均封堵壓力提高5.4 MPa,縫內(nèi)平均封堵壓力提高4.6 MPa,有效期內(nèi)預(yù)計增油960 t。
充分考慮三元復(fù)合驅(qū)垢污染程度高,易造成采油井產(chǎn)液量下降及注入井注入壓力高、注入量無法達到配注等問題,優(yōu)選使用壓裂復(fù)合解堵工藝,將化學(xué)解堵與壓裂有機結(jié)合,實現(xiàn)化學(xué)驅(qū)壓裂解堵一體化施工,達到深度解堵、增產(chǎn)增注目的[9]。
3.3.1 方案優(yōu)化
根據(jù)措施井堵塞情況、堵塞物成分,優(yōu)選環(huán)保高效解堵劑,結(jié)合解堵清垢劑和壓裂要求,確定合理清垢時機、壓裂造縫時機、擴散及堵塞物返排時間,制定科學(xué)施工工序要求,延長措施有效期,實現(xiàn)增產(chǎn)增注目的[10]。通過取樣化驗分析發(fā)現(xiàn)堵塞物組成主要為硅酸鹽垢、碳酸鹽垢、聚合物團塊。
優(yōu)選中性復(fù)合解堵劑,通過化學(xué)滲透、增溶和轉(zhuǎn)化的方法,使堵塞物轉(zhuǎn)化為水溶性絡(luò)合鹽類,不會堵塞地層孔道,解堵后的廢液無需返排處理,解堵后即可生產(chǎn)。
施工時,前置液壓開裂縫后,保持注入速度泵注解堵劑,減少在裂縫附近濾失和消耗,盡可能輸送到裂縫前端,然后實施加砂壓裂,實現(xiàn)裂縫前端解堵,在裂縫前端形成解堵區(qū)域。
3.3.2 解堵劑用量
按照解堵半徑以及解堵劑可溶蝕堵塞物的能力計算:
式中:Q為解堵劑用量,m3;r壓為裂縫半徑,m;r堵為解堵半徑,m;H為目的層有效厚度,m;φ為平均孔隙度,取25%;ω為溶垢能力,取0.115 m3/m3(室內(nèi)試驗折算,單位孔隙體積內(nèi)垢消耗解堵劑的量)
據(jù)計算,在裂縫長度為20 m左右時,有效厚度為1時,三元驅(qū)壓裂解堵藥劑用量統(tǒng)計見表6。
表6 三元復(fù)合驅(qū)壓裂解堵藥劑用量統(tǒng)計Tab.6 The reagent of fracturing and plugging removal in ASP flooding
3.3.3 實施情況及效果分析
三元復(fù)合驅(qū)采出井壓裂解堵施工32口井,壓裂縫長25~35 m,解堵半徑1~3 m,平均砂巖厚度14.1 m,平均有效厚度9.7 m,根據(jù)油藏參數(shù)計算平均單井加入解堵劑9.7 m3。壓裂初期單井平均增油為8.3 t/d,有效期113.2 d,平均累計增油628.3 t;初期效果,重復(fù)壓裂井應(yīng)用復(fù)合解堵能夠提高1.2 t/d(16.9%),遞減速度上得到減緩,措施井的有效期得到延長。三元復(fù)合驅(qū)注入井作業(yè)管柱起下困難,壓后膠團難以起出,應(yīng)用壓裂解堵工藝5口井,壓裂縫長15~25 m,解堵半徑1~3 m,平均砂巖厚度13.4 m,平均有效厚度9.7 m,平均日配注25 m3,根據(jù)油藏參數(shù)計算平均單井加入解堵劑4.8 m3。措施后初期平均日增注12.8 m3,注入壓力下降1.9 MPa。
壓裂改造增效試驗按照油藏、采油一體化設(shè)計的思路,通過工藝組合,形成了一套適用于現(xiàn)場實際的壓裂方法;在充分發(fā)揮大排量壓裂增效優(yōu)勢的基礎(chǔ)上,解決了重復(fù)壓裂效果差及三元復(fù)合驅(qū)單一采用常規(guī)壓裂、酸化、解堵等措施有效期短的問題。試驗大排量壓裂97口井,重復(fù)壓裂井工藝參數(shù)優(yōu)化后初期增油較區(qū)塊平均水平高1.2 t/d,投入產(chǎn)出比1∶1.47;試驗重復(fù)壓裂縫內(nèi)暫堵技術(shù),試驗井日增油9.13 t/d,較上次壓裂8.23 t/d提高0.9 t/d,投入產(chǎn)出比1∶3.41;試驗三元復(fù)合驅(qū)采出井壓裂解堵32口井,壓裂初期單井平均增油為8.3 t/d,當年投入產(chǎn)出比1∶1.28,有效期內(nèi)投入產(chǎn)出比可達到1∶2.36;試驗三元復(fù)合驅(qū)注入井壓裂解堵工藝5口井,措施后初期平均日增注12.8 m3,注入壓力下降1.9 MPa。實現(xiàn)了增產(chǎn)增注,有效降低了采油成本,為挖潛剩余油提供了新的挖潛方法,具有一定的應(yīng)用前景。