提升單井產(chǎn)量辦法

提高單井產(chǎn)量辦法水力壓裂壓裂工藝主要經(jīng)歷了三個主要階段第一階段是以單井壓裂研究為主體，從提高單井改造效果出發(fā)。沒有把壓裂按照現(xiàn)代油藏管理和中石油2005年頒布的油田開發(fā)管理綱要的要求融入到油藏工程方案中（如注采井網(wǎng)、類型、密度、井排方向及注采關(guān)系等）并在采油工程方案中加以詳細(xì)論述。第二階段以油田開發(fā)區(qū)塊為研究對象，結(jié)合開發(fā)井網(wǎng)，開展裂縫適配井網(wǎng)的整體壓裂技術(shù)研究，

第三階段是把壓裂工藝作為低滲透油藏開發(fā)的手段滲入到油藏工程方案中，即以壓裂裂縫為核心，進行井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計，實現(xiàn)井網(wǎng)與壓裂裂縫最優(yōu)化匹配的開發(fā)壓裂試驗研究。二、特低滲透油層開發(fā)壓裂技術(shù)開發(fā)壓裂是將水力壓裂裂縫與井網(wǎng)進行系統(tǒng)優(yōu)化，優(yōu)化最佳的人工裂縫參數(shù)、油水井井距與單井產(chǎn)量及采收率之間的關(guān)系，在井網(wǎng)部署中考慮人工裂縫的長度、方位，１、水力裂縫與井網(wǎng)的適配（１）井網(wǎng)與水力裂縫方位適配性研究①開發(fā)井網(wǎng)形式

根據(jù)儲層物性大小、裂縫發(fā)育程度，提出了三種井網(wǎng)形式：對于裂縫不發(fā)育，見水方向不很明顯的區(qū)塊，采用正方形反九點面積注水井網(wǎng)，井距300—350m，正方形對角線方向為最大地應(yīng)力方向；對于天然和人工裂縫方位較穩(wěn)定的區(qū)塊，采用菱形反九點注水井網(wǎng)，使菱形長對角線與最大主應(yīng)力方向一致，井距450-500m，排距150-180m，對于儲層物性差、裂縫發(fā)育且最大主應(yīng)力方位清楚的井區(qū)，采用矩形井網(wǎng)，井排與裂縫平行，排距130-165m，井距500-550m，注水井距1000-1100m，中后期拉通水線形成排狀注水長慶靖安ZJ60井區(qū)的產(chǎn)層為延長組長62和長61的長石細(xì)砂巖,厚24.5m,面積6.0km2，深度1700-1900m,孔隙度12%,滲透率1.267mD儲量483×104t,原始地層壓力12.18MPa。平均有效滲透率0.7mD，最大水平主應(yīng)力方向基本為NE700。做了井網(wǎng)與裂縫匹配和井網(wǎng)與裂縫穿透率關(guān)系的數(shù)模研究。經(jīng)濟技術(shù)對比后選定960×360m的矩形井網(wǎng)，井排方向為NE700，裂縫穿透率0.7，裂縫半長170m。實際實施生產(chǎn)井距480m,注水井距960m生產(chǎn)井排與注水井排的距離為165m。試驗區(qū)15口注水井進行了增注，其中4口為無支撐劑水力壓裂，11口為高能氣體壓裂或它與射孔聯(lián)作。生產(chǎn)井平均單井用液103m3，加砂29.0m3，支撐半縫長146m,裂縫導(dǎo)流能力28D·cm.29口生產(chǎn)井壓后第一個月的單井平均產(chǎn)量10.0t/d,第四個月在7.0t/d以上,四個月的平均月遞減率13.11%。與油層性質(zhì)均與本區(qū)近似的鄰區(qū)相比，平均單井試油產(chǎn)量高2.0-4.6m3/d,鄰區(qū)前四個月的平均月遞減率為25.03%。ZJ60井區(qū)共壓裂33口井，總投入577萬元，四個月油產(chǎn)量的凈現(xiàn)值為2628萬元，壓裂投資回收期不到一個月[9]。②菱形井網(wǎng)對人工裂縫方位的敏感性如果菱形井網(wǎng)長對角線與人工裂角為0o15o、30o

、45o、90o對開發(fā)效果的影響見下圖。圖4-1菱形反九點井網(wǎng)不同夾角情況下井組累產(chǎn)油對比圖從圖中可以看出，隨著菱形井網(wǎng)長對角線與人工裂縫方向的夾角的增加，累計產(chǎn)油量降低，但是當(dāng)角度從45o增加到90o時，油產(chǎn)量又大幅度增加，但與0o時相比，效果還是較差。

水力裂縫導(dǎo)流能力與儲層滲流能力適配性研究支撐裂縫導(dǎo)流能力是裂縫支撐層的滲透率（Kf）與裂縫支撐縫寬（Wf）的乘積。圖4-2是在Ke=0.5×10-3μm2的條件下，單井半年平均日產(chǎn)量與裂縫的導(dǎo)流能力的關(guān)系曲線，圖4-3是單井1年平均日產(chǎn)量與裂縫的導(dǎo)流能力的關(guān)系曲線。從這兩圖可以看出，單井日產(chǎn)量隨裂縫導(dǎo)流能力而總體增加，但當(dāng)達到20～30μm2·cm左右以后，單井日產(chǎn)量增加的幅度變緩，因此，對于有效滲透率在0.5×10-3μm2左右的儲層，合理的裂縫導(dǎo)流能力在20～30μm2.cm左右。圖4-4是在Ke=0.1×10-3μm2的條件下，單井1年后日產(chǎn)量與裂縫的導(dǎo)流能力的關(guān)系曲線。由圖可以看出，單井日產(chǎn)量隨裂縫導(dǎo)流能力而總體增加，但當(dāng)達到15～20μm2·cm左右以后，單井日產(chǎn)量增加的幅度變緩，因此，對于有效滲透率在0.5×10-3μm2左右的儲層，合理的裂縫導(dǎo)流能力在15～20μm2cm左右。水力裂縫縫長與井網(wǎng)、儲層適配性研究圖4-5是當(dāng)滲透率為0.5×10-3μm2，井網(wǎng)為540×180m,導(dǎo)流能力為30μm2·cm的條件下，壓后3個月平均單井日產(chǎn)量與半縫長的關(guān)系曲線。從圖中可以看出，當(dāng)半縫長達到130m～150m以后，產(chǎn)油量增加的幅度明顯變緩。因此，對于滲透率為0.5×10-3μm2儲層，合理的半縫長在130m～150m之間。

西峰油田優(yōu)化施工參數(shù)表區(qū)塊井網(wǎng)形式支撐縫長m導(dǎo)流能力μm2·cm支撐劑量m3砂比%白馬區(qū)540×180菱形反九點邊井1503030

4035

40角井13025

35董志區(qū)540×130菱形反九點邊井1702035

4530

35角井15030

40

壓后主壓裂裂縫尺寸擬合分析結(jié)果井號砂量m3砂比%排量m3/min前置液量m3攜砂液量m3支撐縫長m莊94245.31.918.792.8102.2莊135127.62.528188.7149.7西1350.330.22.431.8166136西232820.82.522.0134.6127董82-543030.72.421.898131董76-594042.82.93594136西峰油田長8油層加砂規(guī)模30

50m3時，裂縫長度在130150m之間，這表明應(yīng)用優(yōu)化的壓裂參數(shù)可以實現(xiàn)優(yōu)化設(shè)計的布縫要求。重復(fù)壓裂技術(shù)目前，對重復(fù)壓裂有兩種認(rèn)識：一是重復(fù)壓裂是原有水力裂縫的進一步延伸或重新張開已經(jīng)閉合的水力裂縫，且施工規(guī)模必須大于第一次壓裂作業(yè)的2～4倍，才能獲得與前次持平的產(chǎn)量；另外一個認(rèn)識是，重復(fù)壓裂要對老縫進行暫堵，重新壓出新裂縫，進而提高單井產(chǎn)量。近年來長慶油田，從油田地質(zhì)特征、產(chǎn)能影響因素進行了縫內(nèi)暫堵壓裂產(chǎn)生新縫研究、取得了良好效果。地應(yīng)力場的變化①鄰井裂縫對應(yīng)力場的影響。1987年美國能源部在多井試驗中進行改變應(yīng)力的壓裂試驗，首先證明了地應(yīng)力場受鄰井裂縫影響。②初次裂縫對應(yīng)力場的影響。Dowell公司根據(jù)試驗和模擬地應(yīng)力研究認(rèn)為，地層中存在的支撐裂縫將改變井眼附近應(yīng)力分布，使重復(fù)壓裂裂縫的起裂方位垂直于初次裂縫方位，離開井眼一定范圍再發(fā)生轉(zhuǎn)向，以平行于初次裂縫方位延伸。③Bruno和Nakagawa用實驗證明，在原地應(yīng)力沒有起控制作用的情況下，裂縫會轉(zhuǎn)向局部孔隙壓力更高的方向。而Detournay，Boone和Berchenko則表明，裂縫的發(fā)育方向是由孔隙流體擴散到基質(zhì)，引起原地應(yīng)力改變所決定的。這種現(xiàn)象引起應(yīng)力強度因子隨時間而變，而應(yīng)力強度因子是支配裂縫發(fā)育速率和方向的一個重要因素。Elbel和Mack用二維數(shù)值模型表明了在前次裂縫周圍孔隙壓力隨時間變化，證明長期生產(chǎn)能逐漸改變地應(yīng)力場，使得應(yīng)力能發(fā)生反轉(zhuǎn)。新裂縫有可能垂直于前次裂縫延伸。當(dāng)應(yīng)力改變達到一個最大值后，會隨著油氣田的繼續(xù)開發(fā)而減小。這種應(yīng)力改變可供選擇一個最佳的時機實施重復(fù)壓裂。④

地層各向異性對應(yīng)力場的影響。Mack和Elbel認(rèn)為水平滲透率各向異性導(dǎo)致了的應(yīng)力改變，如果前次裂縫是定向在高滲透率方向，那么這種現(xiàn)象對于重復(fù)壓裂是有利的。彈性模量的各向異性對應(yīng)力的重新定向也會有影響。⑤孔隙壓力變化誘導(dǎo)了局部剪切應(yīng)力改變，導(dǎo)致新裂縫近似垂直于前次裂縫，或與前次裂縫成一銳角。目前還沒有一個計算模型來定量描述垂直裂縫井重復(fù)壓裂前各種因素誘導(dǎo)產(chǎn)生的應(yīng)力場分布狀況，因此，不能定量地描述重復(fù)壓裂造新縫機理、重復(fù)壓裂新裂縫產(chǎn)生的條件和最佳重復(fù)壓裂時機、新裂縫的起裂方位、裂縫延伸軌跡。（２）縫內(nèi)暫堵壓裂轉(zhuǎn)向研究（以安塞油田為例）建立首次壓裂后井筒附近由裂縫生成和油井生產(chǎn)引起的應(yīng)力場變化，為油氣井重復(fù)壓裂提供科學(xué)的設(shè)計依據(jù)。研究的主要內(nèi)容是：(1)對目的層巖石進行巖石力學(xué)參數(shù)測試和地應(yīng)力測試，進而得到研究區(qū)塊的應(yīng)力場分布；

(2)建立初次壓裂后考慮裂縫存在的二維應(yīng)力場有限元方法計算模型，研究初次壓裂后二維應(yīng)力場分布規(guī)律；

(3)建立初次壓裂后隨時間變化滲流場的有限元方法計算模型；(4)通過初次壓裂后的應(yīng)力場的數(shù)值模擬，研究應(yīng)力場隨時間的變化規(guī)律；(5)研究重復(fù)壓裂裂縫的方向與初次壓裂裂縫方位的關(guān)系，與初裂縫平行前擴展距離較長為目的，求重復(fù)壓裂的最佳時機。(6)形成重復(fù)壓裂計算軟件，進而方便研究各種參數(shù)對于重復(fù)壓裂施工最佳時機的影響。油溶性蠟球為縫內(nèi)暫堵的堵劑蠟球是由多種油溶性物質(zhì)原料、按不同組份混合配制。性能如下表:表４-11油溶性蠟球?qū)嶒炘u價結(jié)果內(nèi)容溶解時間(h)物理性能煤油原油含水原油軟化點滴點比重配方A8.58.52350。C130。C1.11g/ml配方B772350。C130。C1.09g/ml表4-12蠟球粒度組成蠟球粒度組成粒徑（mm)0.5-101.0-2.02.0-3.03.0-4.04.0-5.0質(zhì)量百分?jǐn)?shù)12.430.514521.1

安塞油田總體上處于開發(fā)中期，根據(jù)標(biāo)定的采收率（18％），單井采出量應(yīng)為12000～14000t，目前平均單井采出水平侯市區(qū)為5000t左右，杏河區(qū)7000t左右，王窯老區(qū)已經(jīng)達到10000t以上，處于開采后期。選層

1）有充足的物質(zhì)基礎(chǔ)，剩余可采儲量至少在50%以上；（2）適宜的壓力保持水平；目標(biāo)井地層壓力保持水平，地層壓力保持在原始壓力80－100％時，復(fù)壓效果最好，而超過100%時，重復(fù)壓裂后含水大幅上升，效果變差；（3）油井含水在30%以下，注水見效周期較長或不見效油井統(tǒng)計2002－2004年壓裂前含水高于20％的8口井，其增產(chǎn)量隨含水上升而下降。2003年王窯老區(qū)3口見水井復(fù)壓后基本無效，含水上升14～31個百分點。二次壓裂時機，一般應(yīng)在油井見水前或含水低于30％。安塞油田，見水井重復(fù)壓裂有很大的不確定性；（4）有較好的水驅(qū)條件，區(qū)域井網(wǎng)完善，水驅(qū)雙向或多向受效。從2002年-20