子洲气田山2层老井重复改造技术研究

赵乃鹏，鲁莎，刘鹏，王德龙，武浩，何婷，王轩，王磊，苏河套，周少丹

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

子洲气田山2层老井重复改造技术研究

赵乃鹏，鲁莎，刘鹏，王德龙，武浩，何婷，王轩，王磊，苏河套，周少丹

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

鄂尔多斯盆地致密油气资源丰富，但目前子洲气田已逐步进入稳产后期，低产低效井比例逐年增加，为提高单井产量，弥补递减产能，选取部分主力层砂体发育，储层物性好，与邻井储层物性相似，但生产动态较邻井差的老井开展重复压裂改造。

重复压裂；潜力层；净压力；低浓度胍胶压裂液；高效助排剂；液氮助排

部分气井压裂后产量较低或产能下降较快，为提高气井的生产效果，通过对地质，工艺等多方面影响因素分析，确定重复改造工艺思路，完善气井重复压裂的优化设计。

1 气田重复改造技术难点

1.1 重复压裂选井选层难度大

长庆油气田老井重复压裂改造选井选层主要依据改造井与邻井产量的对比，相同物性及改造规模下，油气产量低于邻井及动静态不符的井，但影响重复压裂选井选层的因素很多，如储层有效厚度、有效渗透率、综合含水等，因此，重复压裂在选井选层时面临的难度很大[1]。

1.2 压裂液滤失大，液体效率低

压裂液大量滤失后，液体效率大大降低，通过压力及产量拟合，老裂缝延伸距离有限，难以突破采出范围。

1.3 排液周期长，液体返排率低

由于老井地层能量亏空，地层压力降低，压井液漏失大，重复改造入地液量大、液体滤失大，排液困难。

图1 气井压裂液量与改造体积的相关图

图2 气井压裂排量与改造体积的相关图

2 气田老井重复改造技术研究

2.1 潜力层筛选技术研究

分析目前子洲气田老气井产量低的主要原因，依据研究工区井动静态资料，明确低产原因及增产潜力，针对气田开发提出五类目前具有重复改造价值的气井：（1）储层厚度大，物性好，与邻井相比产气量低，动静态不符；（2）分层改造，裂缝窜层，改造不彻底；（3）隔夹层发育，初次合层改造规模小，储层改造程度低；（4）受地质认识或改造工艺制约纵向上部分层系未动用；（5）平面非均质性强，砂体连通性差，井间存在未动用的剩余储量[2]。

根据选井选层原则及类型，子洲气田主力气层为山西组，提出老井重复改造技术思路：（1）增加老裂缝改造体积；（2）老井侧钻水平井分段压裂，提高平面动用程度；（3）查层补孔，对初次改造的“忽略层”进行改造[3]。

2.2 重复改造参数优化

根据压裂理论研究，储层渗透性越差，需要的最优支撑缝长越长，反之储层渗透性越好，需要的裂缝长度越短（见表1）。

表1 储层对应的优化裂缝半长

利用压裂模拟软件带入多裂缝效应，计算单段滑溜水液量，通过井下微地震裂缝监测结果显示：裂缝网络规模（SRV）与压裂规模存在线性比例关系，通过该关系优化后的单段液量为700 m3～800 m3，压裂排量在6.0 m3/min以上时，能够实现大裂缝网络规模体积压裂的要求[4]（见图1，图2）。

2.3 低伤害压裂液体系优选及研发

2.3.1 低浓度胍胶压裂液由于二次改造气井储层情况相对复杂，常规压裂液对储层的伤害极大，因此采用低浓度胍胶压裂液体系，降低储层伤害室内评价表明该体系表现出较好的储层适应性，残渣伤害较常规胍胶体系降至20%以下，改造效果较常规压裂液提高1.2倍[5，6]（见表2）。

表2 不同压裂液体系岩心伤害对比结果

2.4 老井重复改造后排液技术研究

2.4.1 高效助排剂TGF-1由于气井二次改造所需液量较大，返排过程所采用的高效助排剂TGF-1，通过显著降低流动毛管阻力，提高了低孔喉条件下大液量改造的压裂液返排能力。相同浓度下，其效果与国外斯伦贝谢助排剂F108相当[7]。

式中：γ－表面张力，mN/m；θ－接触角，°。

2.4.2 液氮增能助排工艺研究液氮在放喷阶段不仅有助排效果，同样也可以起到保护地层的作用，根据苏里格气田现场施工效果优化液氮的用量，二次改造试验现场推荐液氮用量2%～4%。针对地层压力降低、压裂液返排速度及返排率降低的问题，通过现场试验结果表明，合理的液氮比例伴注可以在4 h内提高压裂液返排率达到40%以上，压裂液最终返排率达到了85%左右，达到了快速返排、准确评价储层含气性的目的[8]。

3 气田老井重复改造现场试验效果评价

洲AB-4井及邻井生产层位均为山西组，砂体厚度均较大，气层解释好，位于主砂带上，地层压力和井口压力较高，但生产效果均较差，采出程度低（见表3）。

表3 洲AB-4井及邻井生产动态参数表

洲AB-4重复改造以增加老裂缝为目的，采用31/2″油管对山西组老裂缝注入压裂，压井过程采用对储层低伤害的暂堵剂保护技术，重复改造采用大排量混合水压裂，重复改造加砂量60.6 m3，排量：6 m3/min～8.2 m3/min，入地总液量1 331.8 m3（其中压井液560 m3，压裂液771.8 m3），累计排液815 m3，火焰黄红2 m～3 m。改造前关井油压9.6 MPa，套压10.0 MPa，改造后关井油压7.5 MPa，套压11.9 MPa，该井于2014年10月7日投产，目前日产气1.0×104m3，效果显著，重复改造取得了成功（见表4）。

表4 洲AB-4井改造前后投产数据

4 结论及建议

（1）综合调研国内外气田老井重复改造技术进展，结合长庆气田老井储层实际，初步确立了长庆气田老井重复压裂改造技术方向。

（2）以增加老裂缝的改造体积，提高平面动用程度为目标，优化重复压裂改造参数，采用大排量混合水压裂，延伸老裂缝，恢复气井产能。

（3）采用低浓度胍胶压裂液体系，降低储层伤害、提高返排效果。室内评价表明该体系表现出较好的储层适应性，残渣伤害较常规胍胶体系降至20%以下，改造效果较常规压裂液提高1.2倍。

（4）细化储层分类，精酌刻画重复改造工艺模式，强化排液技术研究，实现效果提升。

［1］李天才.榆林气田上古压裂理论与应用技术研究［D］.成都：西南石油大学，2009.

［2］杨华，付金华，刘新社，等.鄂尔多斯盆地上古生界致密气成藏条件与勘探开发［J］.石油勘探与开发，2012，39（3）：295-303.

［3］郭思文，何顺利.榆林上古气井重复改造选井研究［J］.内蒙古石油化工，2009，（7）：121-123.

［4］翟学宁.苏里格水平井压裂参数优化设计研究［D］.青岛：中国石油大学，2013.

［5］熊廷松，彭继，张成娟，万有余.低浓度胍胶压裂液的性能研究与现场应用［J］.青海石油，2013，31（1）：78-80.

［6］陈作，薛承瑾，蒋廷学，等.页岩气井体积压裂技术在我国的应用建议［J］.天然气工业，2010，30（10）：30-32.

［7］余淑明，刘艳侠，武力超，等.低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议－以鄂尔多斯盆地为例［J］.天然气工业，2013，33（1）：54-60.

［8］贺志荣.天然气井液氮助排浅析［J］.天然气工业，1992，12（1）：93-94.

Study on the transformation of wells repeat technology of the Shan 2 member in Zizhou gasfield

ZHAO Naipeng，LU Sha，LIU Peng，WANG Delong，WU Hao，HE Ting，WANG Xuan，WANG Lei，SU Hetao，ZHOU Shaodan
（Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi 719000，China）

Tight oil and gas resources are rich in the Ordos basin,but the Zizhou gasfield has gradually entered the later period of stable,stripped deficent well ratio increased year by year.In order to improve the yield of a single well,make up for declining production capacity,select some of the main layer of sand body development,reservoir adjacent wells,reservoir physical property is similar to,but dynamic production compared with the adjacent wells of poor old wells to carry out repeated fracturing.

repetitive fracturing；potential；net pressure；low concentration of gum fracturing fluid；high efficiency drainage agent；liquid nitrogen drainage

TE377

A

1673-5285（2016）12-0087-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.021

2016－11-15

赵乃鹏，男（1987-），2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，从事井下大修及压裂改造工作。