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超前注水小单元注水井整体压裂改造工艺技术研究与应用
( 王峰 张晓光 张应安 丛立春 陈喜田 )
吉林油田分公司采油工艺研究院
摘 要 自 以来吉林油田对难采储量动用采取超前注水、 小单元整体压裂开发方式, 在开发的各环节中, 实施注水井储层压裂改造是保证注水井发挥地下井网作用的充要条件, 注水井整体压裂技术是实现难采储量超前注水区块既能有效驱替, 又不至使油井过早水淹的关键技术。本文从吉林油田难采储量小断块复杂岩性储层的储层及压裂难点的共性出发, 提出了超前注水小单元注水井整体压裂技术做法; 并针对新119及乾118、 乾21-11三个超前注水区块注水井单元井网内储层特点, 将整体压裂研究目标置于每一注采单元内, 采取以实现人工裂缝方位与井排方向相匹配, 裂缝长度与井距相匹配, 水力裂缝导流能力与地层系数相匹配的注水井整体压裂改造思路。先后在新119及乾118、 乾21-11区块注水井创造性的应用了预前置液处理技术、 振动压裂技术、 降排量与沉降剂控高技术及投暂堵剂细分层压裂技术, 取得了较相邻难采区块初产增加三倍, 稳产增加二倍的效果。最大限度的调整储层在平面及纵向注采关系, 提高了单元注水井的波及效率, 改进低渗油层渗流条件, 有效弥补低渗油层能量补充能力差的问题, 为吉林油区低渗透难采储量有效动用提供了技术支持, 为注水井整体压裂改造开辟了方向。
主题词 砂体 井网 能量补充 早期注水 振动压裂 暂堵剂
在未来的相当时间内, 吉林油田所面临的开发对象是近3亿难采储量, 多数油藏及储层的特点是复杂断块岩性油藏, 储层埋深( 中深2397m) 、 孔隙度低( 10.2-12%) 、 渗透率差( 0.02-2.48*10-3μm2) 、 压力系数低( 0.7-0.9) 、 模量高、 天然裂缝发育、 横向连通性差、 最小主应力分布复杂,是典型的复杂岩性砂岩油藏。 以来大情字井、 乾北及红岗北油田新探明控制储量的大部分储层声波时差( 206-215um2/s) 、 孔隙度(6-8%)、 渗透率(0.01-1*10-3um2)、 厚度(<3m的薄层和互层) 储层岩性—物性特征已降至该区常规储层标准的下限, 储层不能提供天然的边底水能量, 开发过程中表现出的突出特征是初产低( 平均日产油3吨水平) , 递减快( 六个月平均日产下降为1吨水平) 稳产难度大。为了能够经济有效动用该类储层, 采取了超前注水、 小单元整体压裂开发途径, 并针对开发的各环节中, 注水井压裂改造重要性, 重点攻关复杂断块注采单元中注水井整体压裂改造技术。
经过对新119及乾118、 乾21-11三个超前注水区块注采单元井网内以注水井为中心的注水井整体压裂改造技术的研究, 不但完善、 开拓了设计思路, 而且在新119及乾118、 乾21-11区块注水井创造性的应用了预前置液处理技术、 振动压裂技术、 降排量与沉降剂控高技术及投暂堵剂细分层压裂技术, 使对应油井产能取得了较相邻难采区块初产增加三倍, 稳产增加二倍的效果。最大限度的调整储层在平面及纵向注采关系, 提高了单元注水井的波及效率, 改进低渗油层渗流条件, 有效弥补低渗油层能量补充能力差的问题, 为吉林油区低渗透难采储量有效动用提供了技术支持, 为注水井整体压裂改造开辟了方向。
一、 超前注水小单元注水井整体压裂技术做法
超前注水是针对低渗透、 特低渗透油层具有启动压力梯度及油层具有弹—塑性形变等特点, 根据非达西流提出的改进这类储层开发效果的一项技术, 由于超前注水建立有效的压力驱替系统、 地层压力下降造成的渗透率伤害、 油相相对渗透率及油层闭合压力与同步注水不同, 相应的注水井压裂技术做法也不同。
1、 小单元注水井整体压裂设计思路
在低渗透复杂断块油藏中进行压裂, 不能照搬整装的大油田的压裂经验, 如整装低渗透油田中采用的整体压裂、 开发压裂及经常应用的大型水力压裂技术就不适用于复杂断块油田。在整装油田的某口井上所获取的各种资料往往具有一定程度上的代表性, 在压裂设计时能够借鉴和参考; 而在复杂断块的油田上因为地质条件的复杂性, 每口井都有各自的特殊性, 压裂设计的思路、 原则等都要比整装油田要考虑的多。
在复杂断块油田中, 由于小层的纵向非均质性, 有时与某口油井对应的注水井可能注不进水或者压裂目的层的对应注水层不吸水或吸水很少, 这时注水井设计就不能为注采井网所束缚, 因此采取了以注水井为中心的小单元注水井整体压裂设计思路, 即在对构造及储层的充分认识基础上, 按地下储层特点划分小单元, 以注水井为核心, 以实现人工裂缝方位与井排方向相匹配, 裂缝长度与井距相匹配, 水力裂缝导流能力与地层系数相匹配的压裂设计思路, 并将复杂断块的特殊性有机的溶于设计思路中, 对单元内储层对应关系好的注水层, 严格按照地面井网限制压裂方案, 追求缝长与井距的匹配, 而对单元内储层对应关系差的注水层, 则将设计缝长放大, 以扩大注入水波及面积, 尽可能多地驱替油水井之间的弹性储量。
注水井整体压裂思路框图:

充分发挥井网的整体优势, 实现注采平衡, 保持压后长期高产稳产。
将区块划分若干个地下注采单元
井网与砂体
油水井二条
线开展压裂
油层特殊性
压裂配套工艺技术
单元与裂缝
砂体, 渗透性,平面连通,纵向差别,井差别, 水井裂缝主导地位!
制约压力传递障碍
平面及纵向
有效动用?

2、 注水井整体压裂设计的原则
主要基于复杂断块油田不同水井的自身特点而采取灵活侧重的原则。如有的水井要突出强调高导流短缝的重要性; 有的水井则侧重强调缝长的重要性, 对导流能力不做过高的要求( 注水难, 渗透率又偏低者) ; 有的水井既要强调缝长的重要性, 又强调导流能力的重要性( 注水压力高, 储层物性较好者) ; 有的井排量要适当高些( 厚度相对较大, 距上下高含水层较远或隔层的遮挡性能较好者; 有的井排量又要适当低些( 距上下高含水层相对较近或由应力剖面计算判断缝高更易于向下延伸者, 是为了减少支撑剂的无效支撑和减少缝口处导流能力的损失。
注水井整体压裂设计流程图:
配套压裂技术
构造沉积微向特征
横向特征
应力特征
结合井网优化Lf、 F CD
代表断块
hk¢
滤失特征
裂缝形态特征
实现设计规模难点
普遍规律性研究阶段
特殊规律性研究阶段

3、 注水井整体压裂数值模拟及裂缝模拟综合应用
由于复杂断块油田沉积特征、 幅度及规模不同, 采用的注采井网也不同( 井距、 排距) ; 同时由于岩性对裂缝方位控制的不确定性, 因此将其有效的放入油藏模型中难度较大, 采取小单元划分( 以一个井组为单元, 然后划出水井的单井控制面积, 并以裂缝的方位为X向网格坐标方向, 把油水井同时放入包含油井泄油面积在内的短形计算单元内( 如确认某对应水井注不上水, 可让其注入量为零) , 而非泄油区域则经过将其渗透率设为零的办法使其对生产无贡献。以求基本符合油藏的实际状况, 进而拟合出相对定量意义上的注水井压裂规模。根据拟定的设计原则每口水井都有设计多种压裂方案, 然后对每种方案进行裂缝模拟, 模拟出相应的缝长和导流能力后, 按可能的裂缝方位, 按”等效导流能力”的方法将上述裂缝放进油藏模型中, 计算一定时间内的产量动态及面积波及系数, 以此作为选择方案的依据。
4、 注水井实现整体压裂配套技术
4．1振动压裂改造
此观点基于单元井网注水井井排方位、 水力裂缝方位及天然裂缝方位对水驱作用的影响, 水力裂缝方向为最有利的注入水驱替方向, 这一点无论对整装低渗油田的整体压裂还是小断块油藏的小单元整体压裂都重要, 因此十分强调井网与水力裂缝方位的匹配, 但针对低渗透复杂断块油藏如能充分利用天然裂缝的特点, 在有效利用水井沿水力裂缝方向的驱替效果的同时, 又能挖潜背离水力裂缝方向的天然裂缝的作用, 对提高超前注水的整体压裂水驱效果大有益处。
潜在的天然裂缝在就地应力作用下处于闭合状态, 一旦受到外界压力的作用, 潜在裂缝会不同程度地张开; 井筒周围存在较发育的天然裂缝如能被有效激发, 非人工的天然裂缝对提高背离水力裂缝方向的注水井的波及系数将非常有利, 将水击振动有效的与压裂结合是对实现提高注水波及面积的有效途径。
4．2细分层压裂
低渗边际油藏薄互层特点是隔层厚度小, 分压难度大; 合压又由于小层的纵向非均质性较强, 应用常规压裂技术压裂时可能只压开了物性相对较好, 且厚度相对较大的层段, 而物性差的层段根本未能压开或压开程度有限, 不利于纵向吸水均匀分布, 经过采取投高压暂堵剂方式应用于以新119及乾北地区为代表的薄互储层被证明为有效的工艺。
4．3沉降剂控高
新119的泉三及泉四段储层另一个显著特点隔层遮挡性差( 隔层厚度5-7米, 电测伽玛曲线应力差值小于50API) 据以往测试裂缝将存在明显的纵向延伸, 由此导致的无效支撑不但不能调整注采关系, 而且还浪费压裂材料, 经过采用沉降剂配合低排量+变排量技术, 有效的解决了这一问题。
4．4优选压裂材料
在注水井压裂液方面优选了优质胍胶, 并依据新119泉三、 泉四段储层62-68℃, 优选了硼砂交联体系; 依据乾118青三段储层70-82℃, 优选了有机硼交联体系, 为克服中温体系破胶难的问题, 利用温度场变化规律性, 优选了水化剂的追加程序。并针对新119储层强亲水特点采取了预前置液处理技术。
二、 超前注水小单元注水井整体压裂技术现场应用
三、
以来先后在新119、 乾北118及乾北21-11三个超前注水难采区块19口注水井整体压裂改造, 在乾北两块4口井应用了振动压裂改造技术; 5口井应用了投高压暂堵球压裂技术; 7口水井应用了沉降剂控高并配合变排量压裂技术; 在新119井区块所有井应用了压前预前置液润湿反转处理技术, 工艺成功率100%, 实现了超前注水有效驱替, 补充地层能量的目的, 达到了对应邻井初产油7-8吨/日( 是附近没采用此技术开发区块初产的2.6-3倍) ,稳产油4-5吨/日( 是附近没采用此技术开发区块初产的1.7-2倍) 水平,有效的解决了低渗难采储量的有效动用问题。
1、 实施区块储层特征
新119与乾北乾118、 乾21-11试验区目的层分别为扶余和高台子油层。两区块都处于斜坡构造背景下, 新119区块泉头组油层中部深度1500米。取芯井物性资料分析: 孔隙度平均为12.88%; 渗透率平均为1.22×10-3μm2; 附近228区块为300×300m正方形井网, 压裂及压后产量情况压后初期平均日产油2.94吨, 压后12个月产量下降到1.4吨。119区试验区面积1.5平方千米, 地质储量80万吨, 单井设计产能2.5吨/日。
其中乾北118地区位于大情子井向斜东翼斜坡区, 目的层为青三段高台子油层, 油层埋深1800- m。
参数
地质储量
( 万吨)
动用面积( KM2)
可采储量( 万吨)
孔隙度
%
渗透率
μm2
乾118区块
118
2.7
23.6
13.9
0.89
乾21-11区块
130
2.8
25.8
10.8
0.64
平面上储层岩性、 物性变化大, 稳定分布的油层单一, 且裂缝十分发育, 储层天然裂缝发育平均密度为0.54条/米, 滤失严重, 易脱砂; 储层平层及纵向应力差异大( 最小主应力梯度在0.015-0.019Mpa/m) ; 层多且薄, 隔层遮挡能力差, 分层压裂改造裂缝高度控制难度大。
天然裂缝成像图: ( 乾164井东西向对称发育钻井诱导缝)

北 东 南 西 北

2 、 实施区块储层地应力认识
方位特征: 依据乾北118区块主力油层压裂实施监测结果; 乾164井的5700井壁成像测井资料, 最大水平主应力的方向为东西方向, 人工裂缝的方向与井排方向匹配。
方位研究图:
1300-2400井眼崩落分析统计解释图
乾164井的5700井壁成像测井资料
1300-2400井眼崩落分析统计解释图
1300-2400诱导缝分布统计解释图

3 、 小单元注水井整体优设计
裂缝模拟: 井区输入参数
井区
井网
孔隙度
渗透率
含油饱和度 %
动用砂岩厚度m
总井数 口
%
mD
乾118
480*160
13.9
0.89
48.65
12
7
模拟区面积km2
模拟区储量104m3
单井日注水量m3/d
油层中部深度m
地层压力 Mpa
0.154
6.2259
60
1730
13-16

注水井半缝长:
以井网为基础,以最大采出程度和最长的无水采油期为目标, 根据油藏模拟的计算结果, 考虑该区早期注水及储层砂体分布的特殊性, 模拟不同位置注水井压裂规模分三大类 。

4 、 注水井配套压裂技术应用
4．1振动压裂
振动压裂目的, 利用储层天然裂缝发育的特点, 经过振动压裂技术, 造成围绕井筒的周向裂缝, 有效沟通天然裂缝, 增加注水的波及面积和波及效率。
罐车
高压水击器主体
花管
油层
丝堵
泵车
井口控制器
滑套喷砂体
封隔器水力锚连体
原理: 其工艺原理就是在压前利用水击振动器储存能量, 根据所处理油层的破裂压力在处理层段定压释放, 冲击油层段, 从而达到在近井地带产生多条不规则微裂缝, 并沟通原有的非人工裂缝.这种压前处理大大地降低了岩石的抗张强度, 使其不受三向应力约束, 从而使后续压裂的施工压力降低, 使处理油层段达到了均匀的改造目的。在压裂之前, 采用多次投球的振动模式, 预先在井的周围造成周向的裂缝, 利于后期的压裂改造, 降低破裂压力及提高后期的注水的波及效率。

乾北10-2测井物性参数振动实施施工曲线

4．2细分层压裂
薄互层投高压暂堵剂压裂原理是在进行压裂时, 首先将地压力值相对较小的油层段压开,压裂完毕后,投高压暂堵球,当高压暂堵球随液流到达封堵层位后,自动把已经压裂层段的裂缝面封堵, 将压开油层暂时封堵( 由于高压暂堵球的双溶性, 在储层温度条件下自动溶解, 不影响地层流体的流出) 这时井筒压力将出现上升,当压力达到剩余某一油层的破裂压力后,这一油层将被压开而得以改造,重复该过程, 压开所有油层, 从而达到了一趟管柱压裂改造多个薄互层目的。
压后纵向吸水剖面测试结果:
4．3沉降剂控高压裂
利用沉降剂形成隔层控制裂缝向下延伸, 即在加砂之前利用携砂液注入沉降剂, 下沉聚集在新生裂缝的底部, 形成一个压实的低渗区。这种人工隔层能够阻挡缝内流体压力向下部地层传递。形成人工隔层后, 适当提高施工压力, 不会导致裂缝继续向下延伸。
新119及乾北地区部分储层隔层厚度在4-6米, 自然伽玛电测解释目的层与隔层差值小于40API, 应力差值已超过遮挡能力下限, 为防止裂缝纵向延伸, 甚至进入其它储层而造成的无效支撑, 对这类储层采用了低、 变排量+沉降剂控高技术, 为有效保障沉降剂在规定时间内沉积于裂缝底部, 重点依据储层温度场特征优化破胶剂追加程序:
乾北45-19井12-14号层物性特征:

沉降剂控制缝高技术破胶剂追加程序
时间
排量
液量
破胶剂追加浓度
追加量
砂沉降时间
min
m3/min
m3
kg/m3
kg
min
4
2.2
8.52
0.3
2.556
60
4
2.2
8.52
0.4
3.408
55
3
2.2
6.46
0.5
3.23
50
2
2.2
4.26
0.6
2.556
46
2
2.2
4.26
0.7
2.982
40
2
2.2
4.26
0.8
3.408
38
2
2.2
4.26
0.9
3.834
33
1
2.2
2.13
1
2.13
30
乾北45-19压裂施工曲井温测试取得了预期效果:
乾北45-19井实测缝高数据
井号
射孔井段( m)
射厚( m)
跨度( m)
实测缝高(m_)
乾北
1742.6-1753.4
6.4
10.8
11
4．4预前置液压前处理技术
新立油田油层强亲水, 岩石与水界面接触角为25度, 这对于水基压裂液压后返排极为不利。基于这种考虑, 在压裂时打前置液之前先向油层中打入加有表面活性物质的予前置液, 使油层在接触压裂液之前先改变润湿角, 从而大大降低界面张力, 现场应用平均压裂液返排率达78.6%。
三、 结论
1、 超前注水复杂断块油藏整体压裂开发模式下的小单元注水井整体压裂改造思路, 是符合小断块复杂岩性油藏经济有效开发要求的, 有效的函盖了地下复杂的储层特点, 是实现复杂岩性油藏砂体、 井网及能量补充的有效途径;
2、 实用、 针对性的注水井压裂工艺是提高和实现小单元整体压裂开发效果的保证, 是超前注水小单元整体压裂改造的核心;
3、 实施油水井同时改造, 是注采系统平衡的保障;
4、 复杂岩性油藏的高效开发是一项系统工程, 各环节严格系统的现场质量控制是确保将优化的压裂设计转化为优化的压裂施工的手段。
参考文献:1. 美J.L.吉德利.水利压裂技术新发展. 北京: 石油工业出版社, 1995年
2 ( 美) M.J.埃克诺米得斯等.油藏增产措施. 北京: 石油工业出版社, 1991年
3 万仁傅.现代完井工程. 北京: 石油工业出版社, 1998年
4 廊坊分院压裂酸化技术服务中心----大情字井储层改造工艺技术研究
5王鸿勋 张士诚著: ”水力压裂设计数值计算方法”, 北京, 石油工业出版社, 1998年6月
６蒋延学: ”复杂断块油田压裂的特点与思路”油气藏改造, 石油工业出版社, 6月