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[摘要] 安塞油田杏河区块开采层位主要为延长组的长6层,油层物性差,油井无自然产能,投产前需要经过压裂才能获得工业油流。经过初期压裂的井,在生产过程中因支撑剂破碎,裂缝导流能力会下降或闭合,另外注水开发后见效缓慢以及随生产时间延长,部分油井出现堵塞都是产能下降的重要因素,近年来通过探索和研究,形成了二次压裂的技术思路,为提高油井生产能力,增加油田开发经济效益提供了一项很好的技术支撑。
[关键词] 杏河区块 压裂 产能下降 二次压裂
1 区块基本概况和开发情况
1.1研究区域地质概况
研究区构造单元为鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡东部, 沉积类型属于河控三角洲前缘亚相,研究区域主力产油层属晚三叠系延长组长6油层,为内陆淡水湖泊三角洲沉积体系。该区构造简单,为一平缓西倾单斜,倾角不足1度。主力油层长6层是晚三叠系三角洲发育的鼎盛时期形成的。分流间湾的上倾方向遮挡和鼻状压实构造对油气的控制,使得该区形成了油气聚集的有利场所。长6油藏属溶解气-弹性驱动的构造-岩性油藏。杏河区为多油层复合岩性油藏,自下而上发育着长63、长62、长61,各层物性差异不大,主力层不明显
1.2开发简况
研究区域截至2009年5月底总井数498(不包括托管井)口,开井473口,井口日产液水平1682.8m3,日产油水平1054t,平均单井日产油能力2.07t,区块综合含水25.3%,平均动液面1072m。
共有注水井184口,开井177口,日注水平4162m3,平均单井日注23.5m3,月注采比2.22,累计注采比1.95。
2油田重复压裂技术
2.1水力压裂的定义
当地面高压泵组将液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中时,在井底附近蹩起超过井壁附近地层的最小地应力及岩石抗张强度的压力后,即在地层中形成裂缝。随带有支撑剂的液体注入缝中,裂缝逐渐向前延伸,这样,在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。
2.2增产机理
增产机理:提高导流能力,扩大泄油面积
加大压裂规模,恢复并改善老裂缝,提高裂缝缝长;
通过加入暂堵剂,沟通微裂缝并产生新裂缝。
2.3实施思路及技术特点
2.3.1 瞄准潜力区,先培养后实施
通过近几年的探索和研究,不断深化地质认识,积累了大量实践经验,形成了整体重复压裂的技术思路,重复压裂已成为整个安塞油田开发稳产的核心技术。
根据不同区域的油层特性、含水状况及压力保持水平等进行筛选分类,确定重复压裂的直接可实施区、培养区和潜力区,通过注采关系的调整和坚持不懈地注水培养,不断地实现潜力区向实施区的过渡和转化。具体思路如下:
2.3.2措施选井
原则上选井优先选有充足的物质基础,累产油在7000吨以下;地层压力保持在原始压力100-120%;油井含水在30%以下;注水见效周期较长或不见效且有较好的水驱条件,区域井网完善,水驱双向或多向受效。
2.3.3技术特点
压裂时,在压开的裂缝中通过加入暂堵剂,使裂缝停止延伸,提高缝内压力,尽可能沟通地层天然微裂缝,产生新的支裂缝,同时应用高砂比压裂技术,提高缝内铺砂浓度,在缝内或缝口实现脱砂。
2.3.4国内外调研
理论工作显示,在一定条件下重复压裂新的裂缝方向与原始裂缝方向成90°。 在一次压裂后开采,裂缝附近压力下降比裂缝侧向压力下降快,近井地带形成应力反转,二次压裂时近井地带产生垂直原始裂缝的新缝,到油层深部裂缝逐渐转向,最终平行初始裂缝。
采用了地面测斜仪在重复压裂时实测到在部分井裂缝发生转向,产生了垂直于老缝的新缝,增大了泄油面积。
3杏河区重复压裂技术应用
在安塞油田重复压力试验取得成功后,杏河区从2002年开始重复压裂试验,最初选井主要为压力保持水平高的中部、西北部和东北部区的一些油井。主要考虑有:
1、杏河中部:油层物性好,注水时间长,压力保持水平高,但部分油井产量低。采取连片复压,提高单井产能。
2、杏河东北部:针对主向水淹的情况,在东北部采取了排状注水,侧向油井压力上升明显,但产能上升不明显。对侧向油井进行压裂引效,提高开发效果。
3、杏河西北部:油井普遍高压低产,水井注水压力高,出现注不进或注不够。通过压裂适当降低注水压力,解决注水压力高的问题。
图五 杏河重复压裂历年效果对比图(右)
2006年以来,重复压裂改造油层的加沙量及排量再不断加大,而措施后有效天数内平均单井日增油则呈现下降趋势,这由于:一方面,重复压裂选井从油层条件相对优越,地层能量相对充足的区域向单层、油层条件相对较差的区域转移;另一方面,近3年所选重复压裂油井初期产能在升高,也表明了重复压裂选井比较困难。
到09年5月为止,杏河区09年以来共计实施重复压裂8口,有效8口,累计增油382t,平均日增油1.78t/d。
杏77-29井位于杏河区东北部,2004年12月投产,开采层位为长63层,初期动态:日产液2.62m3,日产油2.04t,含水7.4%,动液面1515m;该井周围对应4口注水井,与杏76-30、杏78-30两口井注采对应,2007年5月该井液量下降,到措施前日产液仅为0.61m3,日产油0.35t,含水31.6%;2008年测得该井地层压力为22.44MPa,压力保持水平高,地层能量充足,且该井周围油井液量高。
2009年3月对杏77-29实施压裂引效措施,目前动态为:日产液4.20m3,日产油2.59t,含水26.6%,动液面1446m。措施后日增油2.33t/d,累计增油144.62t,措施后有效的提高了油井的单井产能,措施效果較好。
杏20-15井位于杏河区南部,1997年10月投产,开采长611-2层,该井对应3口注水井,注采对应,初期动态:日产液3.57m3、日产油2.92t、含水2.7%,稳定产能为3.0t左右, 2007年8月开始产能下降,措施前生产动态为:日产液1.69m3、日产油1.32t、含水6.7% ,2008年测压8.55MPa,地层能量充足。
2009年3月对杏20-15实施复压引效措施,目前动态为:日产液3.85m3,日产油2.95t,含水8.8%,动液面1402m。措施后有效的提高了油井的单井产能,措施后增产效果明显。
油井通过压裂后,勾通油层原始微裂缝,改善了裂缝支撑剖面,增加了油层泄油面积,提高了油层导流能力,油井产量有了较大幅度上升。统计09年实施的8口油井,措施后日增油2 t以上的有3口,日增油1 t以上的2口。 措施后累计增油达382t,有效天数内单井日增油1.78t。
4认识与建议
4.1认识
1.杏河区重复压裂的实践表明,在选井上,根据区块的不同特点,选取油层厚度大,油井压力保持水平高,初次改造程度低的油井进行重复压裂,是确保措施成功的基本条件。
2.对于油层厚度大,压裂层位多的油井,采用分层压裂技术,可以取得较好的效果。
3.油层压力保持水平的高低是杏河区重复压裂效果好坏的关键因素。
4.选井选层是否得当直接关系到重复压裂的成败。
4.2建议
1.在进行重复压裂时,考虑对裂缝进行重新定向,以便扩大裂缝规模。
2.在确定油井压力保持水平时,应对压力保持水平的范围进行研究,防止油井压裂后出现见水现象。
3.在选井选层的基础上,进一步改进和优化施工参数,扩大地质选井的条件。
参考文献
万仁溥主编.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2008.8。
作者简介:梁利娟,女,汉族,助理工程师,本科,毕业于华东石油大学,现从事油田开发工作。
[关键词] 杏河区块 压裂 产能下降 二次压裂
1 区块基本概况和开发情况
1.1研究区域地质概况
研究区构造单元为鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡东部, 沉积类型属于河控三角洲前缘亚相,研究区域主力产油层属晚三叠系延长组长6油层,为内陆淡水湖泊三角洲沉积体系。该区构造简单,为一平缓西倾单斜,倾角不足1度。主力油层长6层是晚三叠系三角洲发育的鼎盛时期形成的。分流间湾的上倾方向遮挡和鼻状压实构造对油气的控制,使得该区形成了油气聚集的有利场所。长6油藏属溶解气-弹性驱动的构造-岩性油藏。杏河区为多油层复合岩性油藏,自下而上发育着长63、长62、长61,各层物性差异不大,主力层不明显
1.2开发简况
研究区域截至2009年5月底总井数498(不包括托管井)口,开井473口,井口日产液水平1682.8m3,日产油水平1054t,平均单井日产油能力2.07t,区块综合含水25.3%,平均动液面1072m。
共有注水井184口,开井177口,日注水平4162m3,平均单井日注23.5m3,月注采比2.22,累计注采比1.95。
2油田重复压裂技术
2.1水力压裂的定义
当地面高压泵组将液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中时,在井底附近蹩起超过井壁附近地层的最小地应力及岩石抗张强度的压力后,即在地层中形成裂缝。随带有支撑剂的液体注入缝中,裂缝逐渐向前延伸,这样,在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。
2.2增产机理
增产机理:提高导流能力,扩大泄油面积
加大压裂规模,恢复并改善老裂缝,提高裂缝缝长;
通过加入暂堵剂,沟通微裂缝并产生新裂缝。
2.3实施思路及技术特点
2.3.1 瞄准潜力区,先培养后实施
通过近几年的探索和研究,不断深化地质认识,积累了大量实践经验,形成了整体重复压裂的技术思路,重复压裂已成为整个安塞油田开发稳产的核心技术。
根据不同区域的油层特性、含水状况及压力保持水平等进行筛选分类,确定重复压裂的直接可实施区、培养区和潜力区,通过注采关系的调整和坚持不懈地注水培养,不断地实现潜力区向实施区的过渡和转化。具体思路如下:
2.3.2措施选井
原则上选井优先选有充足的物质基础,累产油在7000吨以下;地层压力保持在原始压力100-120%;油井含水在30%以下;注水见效周期较长或不见效且有较好的水驱条件,区域井网完善,水驱双向或多向受效。
2.3.3技术特点
压裂时,在压开的裂缝中通过加入暂堵剂,使裂缝停止延伸,提高缝内压力,尽可能沟通地层天然微裂缝,产生新的支裂缝,同时应用高砂比压裂技术,提高缝内铺砂浓度,在缝内或缝口实现脱砂。
2.3.4国内外调研
理论工作显示,在一定条件下重复压裂新的裂缝方向与原始裂缝方向成90°。 在一次压裂后开采,裂缝附近压力下降比裂缝侧向压力下降快,近井地带形成应力反转,二次压裂时近井地带产生垂直原始裂缝的新缝,到油层深部裂缝逐渐转向,最终平行初始裂缝。
采用了地面测斜仪在重复压裂时实测到在部分井裂缝发生转向,产生了垂直于老缝的新缝,增大了泄油面积。
3杏河区重复压裂技术应用
在安塞油田重复压力试验取得成功后,杏河区从2002年开始重复压裂试验,最初选井主要为压力保持水平高的中部、西北部和东北部区的一些油井。主要考虑有:
1、杏河中部:油层物性好,注水时间长,压力保持水平高,但部分油井产量低。采取连片复压,提高单井产能。
2、杏河东北部:针对主向水淹的情况,在东北部采取了排状注水,侧向油井压力上升明显,但产能上升不明显。对侧向油井进行压裂引效,提高开发效果。
3、杏河西北部:油井普遍高压低产,水井注水压力高,出现注不进或注不够。通过压裂适当降低注水压力,解决注水压力高的问题。
图五 杏河重复压裂历年效果对比图(右)
2006年以来,重复压裂改造油层的加沙量及排量再不断加大,而措施后有效天数内平均单井日增油则呈现下降趋势,这由于:一方面,重复压裂选井从油层条件相对优越,地层能量相对充足的区域向单层、油层条件相对较差的区域转移;另一方面,近3年所选重复压裂油井初期产能在升高,也表明了重复压裂选井比较困难。
到09年5月为止,杏河区09年以来共计实施重复压裂8口,有效8口,累计增油382t,平均日增油1.78t/d。
杏77-29井位于杏河区东北部,2004年12月投产,开采层位为长63层,初期动态:日产液2.62m3,日产油2.04t,含水7.4%,动液面1515m;该井周围对应4口注水井,与杏76-30、杏78-30两口井注采对应,2007年5月该井液量下降,到措施前日产液仅为0.61m3,日产油0.35t,含水31.6%;2008年测得该井地层压力为22.44MPa,压力保持水平高,地层能量充足,且该井周围油井液量高。
2009年3月对杏77-29实施压裂引效措施,目前动态为:日产液4.20m3,日产油2.59t,含水26.6%,动液面1446m。措施后日增油2.33t/d,累计增油144.62t,措施后有效的提高了油井的单井产能,措施效果較好。
杏20-15井位于杏河区南部,1997年10月投产,开采长611-2层,该井对应3口注水井,注采对应,初期动态:日产液3.57m3、日产油2.92t、含水2.7%,稳定产能为3.0t左右, 2007年8月开始产能下降,措施前生产动态为:日产液1.69m3、日产油1.32t、含水6.7% ,2008年测压8.55MPa,地层能量充足。
2009年3月对杏20-15实施复压引效措施,目前动态为:日产液3.85m3,日产油2.95t,含水8.8%,动液面1402m。措施后有效的提高了油井的单井产能,措施后增产效果明显。
油井通过压裂后,勾通油层原始微裂缝,改善了裂缝支撑剖面,增加了油层泄油面积,提高了油层导流能力,油井产量有了较大幅度上升。统计09年实施的8口油井,措施后日增油2 t以上的有3口,日增油1 t以上的2口。 措施后累计增油达382t,有效天数内单井日增油1.78t。
4认识与建议
4.1认识
1.杏河区重复压裂的实践表明,在选井上,根据区块的不同特点,选取油层厚度大,油井压力保持水平高,初次改造程度低的油井进行重复压裂,是确保措施成功的基本条件。
2.对于油层厚度大,压裂层位多的油井,采用分层压裂技术,可以取得较好的效果。
3.油层压力保持水平的高低是杏河区重复压裂效果好坏的关键因素。
4.选井选层是否得当直接关系到重复压裂的成败。
4.2建议
1.在进行重复压裂时,考虑对裂缝进行重新定向,以便扩大裂缝规模。
2.在确定油井压力保持水平时,应对压力保持水平的范围进行研究,防止油井压裂后出现见水现象。
3.在选井选层的基础上,进一步改进和优化施工参数,扩大地质选井的条件。
参考文献
万仁溥主编.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2008.8。
作者简介:梁利娟,女,汉族,助理工程师,本科,毕业于华东石油大学,现从事油田开发工作。