石南21井区油井压裂增产工艺

丁克保 祖帕尔·卡斯木 韩飞鹏 吕振华 李佳琦

新疆油田采油工艺研究院

石南21井区油井压裂增产工艺

丁克保 祖帕尔·卡斯木 韩飞鹏 吕振华 李佳琦

新疆油田采油工艺研究院

对石南21井区新区开发“注采同步”的特点和压裂对油藏平面造成的非均质性问题，开展石南21井区侏罗系头屯河组油藏压裂工艺研究。通过大量的生产、监测数据，三维压裂模型历史拟合与预测分析得出结论，压裂井表皮系数为-5.8，其米采油指数在0.102～0.254 t(d·MPa)，近井带地层污染基本得到解除，储层、油层的完善程度显著提高；对水力裂缝参数、生产效果对比分析表明，先导试验井达到了增产的目的，后续压裂井应继续优化设计方案，提高水力裂缝导流能力，即提高砂比、砂量来进一步强化和完善油层。

压裂；裂缝采收率；渗透率；排量；前置液；参数优化

1 井区概况

石南21井区侏罗系头屯河组油藏沉积相为辫状河沉积，其沉积亚相为水道沉积。岩性为灰色、深灰色细砂岩，中砂岩和少量不等粒砂岩岩屑。石英含量为28.48%，长石为20.7%，含34%凝灰岩，其余为少量花岗岩、霏细岩等。胶结物为方解石、硅质、铁白云石、氧化铁。胶结类型为压嵌和孔隙-压嵌。储层具有中等偏强的盐敏、中等偏强的水敏、中等的水敏和中等偏弱的速敏。基本数据见表1。

表1 油层基本数据

2 压裂增产的影响因素

2.1 水力裂缝方位、长度对布井方式的影响

（1）在水力裂缝方位有利时，不同的缝长（即不同的作业规模）对单井生产有一定的影响。节点分析表明：在缝长75 m与缝长150 m两种情况下，一年后的单井日产量相差8%～25%，两年后的产量相差只有8%，而累积产量前者（缝长75 m）比后者（缝长150 m）高出2.6%～5.4%。

（2）裂缝方位不利时的预测初期产量虽然比方位有利的高一些，但裂缝方位有利时累积无水采油期、累积产量都比裂缝方位不利时高。

（3）从压裂井的生产动态看，在裂缝方位有利时，压裂可以增加累积产油量，提高采出程度，提高采油速度。

（4）在裂缝方位有利时，裂缝长度较大，虽然在短时期内有着较高的采油速度，但后期生产递减较快；裂缝方位不利、裂缝较长时，进入注水开发期，含水上升明显加快。

2.2 渗透率对改造方式及水力裂缝的影响

图1是地层渗透率与水力裂缝长度的关系。由图1看出，地层处于常规情况下单翼缝长控制在100～150 m是合理的，穿透比是有效的；否则，过大的前置液量理论上能造就长缝，实际上无效穿透的风险在增加。

图1 地层渗透率与水力裂缝半长关系

国内外注水开发低渗油藏的经验认为，注采井进行压裂时缝长的总和与注采井距有如下关系[1]

石南21井区头屯河组油藏井网为300 m×425 m，即水力压裂时的极限单翼缝长应小于150 m。

2.3 裂缝长度对采收率的影响

为了研究缝长对无水采收率的影响，在裂缝导流能力不变的情况下（22.5μm2∙cm），分别计算了相对缝长比（裂缝长度与角井井距之比xflf）为0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7时的采出程度[2]。无水采收率在xflf≤0.3以前采出程度变化很小，而大于0.3后将急剧下降。xflf≤0.3时，裂缝的存在不会对扫油效率产生太大的影响，这是因为裂缝越短，导致的非均质性越弱，对水驱油效率影响就越小，而长缝时正好相反[3]。

石南21井区头屯河组油藏生产层段单一，微地震裂缝监测时一般只能看到1条裂缝。综合以上分析研究成果，考虑到油藏今后注水开发及提高油藏整体的采收率需求，支撑缝长（施工规模）在90～120 m范围内是合理的。

采用GOHFER压裂软件对两口压裂井进行水力裂缝几何尺寸反演模拟，拟合结果与方案要求基本对应。

3 施工参数优化

（1）有效厚度条件下施工参数、产能预测计算与优化。依据已压裂井的生产数据校核地层参数，采用三维压裂模型，先进行单井产量的历史拟合，见图2。然后在不同有效厚度条件下，考察裂缝几何尺寸的变化并预测压后产量。

（2）不同砂液比条件下裂缝几何尺寸及产量预测。改变支撑剂的铺置浓度可以使裂缝导流能力明显改善。从API短期导流能力试验结果可以看出，铺置浓度从2.5 kg/m2增加到10 kg/m2，导流能力在闭合压力的每个点上都有明显的增加，见图3。根据支撑剂铺置浓度对裂缝导流能力的影响程度，选择5～10 kg/m2的裂缝铺置浓度为宜。

图2 SN6007井实际与预测的生产数据

图3 不同砂比条件下初期产量和90天的产量预测

（3）排量的优化。排量对其他参数的控制最为敏感，排量参数的优选是选择其他作业参数的前提。排量加大，有利于提高砂比，形成较宽的裂缝，导流能力加大；排量提高可减少滤失，保护地层和裂缝，增加初期产量，增加效益。导流能力随着时间呈递减趋势，满足不了辛科准则(Cr=(KW)f πKXf)要求，因此控制长期累积产量的还是缝长[4]。先计算出不同排量下，裂缝几何尺寸的变化情况，再根据设备作业能力，在确保施工安全的情况下，结合现场压裂试验的分析结果，排量选择在2.0～2.7 m3/min。

（4）前置液量优化。前置液对水力压裂造缝、充填支撑剂起重要作用。前置液量大，地层二次污染程度增加，对油田长期开采有一定影响；前置液量小，满足不了增加地层泄流面积的需求，增产力度受限。根据井温测试与拟合分析，动态水力裂缝已满足井网匹配要求，计算了不同油层有效厚度、不同前置液百分比对单井产能的理论影响。

4 实施情况

2003～2007年，现场作业153井次，压裂井分布在整个石南21井区开发井组。压裂井射孔后，采取抽吸、液氮举升、替油等诱喷方式，如不出油或低产则采取压裂投产。压裂后初期都有较好的自喷生产效果，有些井压后不能自喷立即转抽，产量仍然较高，表2是施工参数平均数据。

表2 施工参数统计

5 结语

（1）压裂井系统试井表明，压裂井表皮系数为-5.8，其米采油指数在 0.102～0.254 t(d·MPa)，近井带地层污染基本得到解除，储层、油层的完善程度显著提高。

（2）压裂后的生产数据表明，石南21井区侏罗系头屯河组油藏砂体是连续且稳定分布的。

（3）从方案设计思路上，必须突破过去传统模式，平面、剖面上边井和角井应根据所处地理位置及长期注水有利、不利原则考虑规模，采取相应的压裂工艺方式（对于部分距油水界面较近的井的压裂应反复论证，采取相应工艺措施，如控水压裂、防砂压裂、端部脱砂压裂工艺）。

（4）各种资料、数据分析表明，人工裂缝支撑缝长为80～112 m，高度20～30 m，从开发方案井网、井距对比，目前的人工裂缝方位对注水采油是有利的。

（5）针对压裂井沉砂出砂情况，进行相应的出砂机理及防砂技术研究，筛选出适应的压裂防砂工艺，建议采用尾追树脂覆膜砂。

（6）通过水力裂缝参数、生产效果等对比分析表明，先导试验井达到了增产的目的，后续压裂井应继续优化设计方案，提高水力裂缝导流能力，即提高砂比、砂量来进一步强化和完善油层。

[1]万仁溥，罗英俊．采油技术手册（第九分册）∙压裂酸化技术[M]．北京：石油工业出版社，1998．

[2]程木林，杨万有，赵骊川，等．加密井区油井压裂增产技术[J]．石油钻采工艺，2006，28（6）：69-71．

[3]王鸿勋，张士诚．水力压裂设计数值计算方法[M]．北京：石油工业出版社，1998．

[4]杨德奎．深层稠油油藏压裂增产试验研究[J]．油气田地面工程，2008，27（7）：17-18．

10.3969/j.issn.1006-6896.2011.5.002

丁克保：高级工程师，2008年毕业于西南石油学院油气田开发专业，主要从事油气藏增产方面的研究和技术服务工作。

13899561902、dingkebao@petrochina.com.cn

（栏目主持 杨 军）

基金论文：陕西省高校省级重点实验室科研项目(2010JS034)、教育部人文社会科学研究规划基金项目(10YJA790185)和国家自然科学基金（90610012）资助。