2018, Vol. 38引用本文 |
| 注水井微压裂技术在渤海某油田的应用效果评价 |  [PDF全文] |
2. 中国石化西南油气分公司川西采气厂, 四川德阳 618000
2. Western Sichuan Gas Production Plant, SINOPEC Southwest Branch Company, Sichuan 618000, China
渤海某油田位于渤海海域南部[1]，主力油层为明化镇组下段，主要为中－细粒岩屑长石砂岩，岩石成分成熟度低，岩屑成分主要为火成岩岩块和变质岩岩块。储层岩性较为疏松，孔隙发育，连通性好，以粒间孔为主。孔隙度分布范围11%~35%，平均27%。渗透率分布范围0.5~16 407.9（×10-3 μm2），平均1 461.4×10-3 μm2，具有高孔渗特征，是典型的断块性油气藏，以注水开发方式为主，现有注水井7口，大部分为水平井、定向井，单井注入100~600 m3/d。随着开发时间的延长，受井口产出含水提升、流程运行状况变化等因素的影响，处理后的生产水悬浮物含量超标，实际工况下的注水悬浮物含量维持在4 mg/L左右（现使用企业A1级标准：悬浮物含量＜3 mg/L）。粒径较小的悬浮物进入岩石孔隙内部，堵塞孔喉形成深部损害，粒径较大的附着、桥堵在岩石表面和浅表位置，降低储层渗透率，因此，悬浮物超标是导致储层堵塞，注水井欠注的重要原因。酸化解堵是解决问题的有效手段，但酸化解堵工作量大，费用高，措施有效期短[2]。微压裂技术的应用，在该油田取得了较好效果。
1 技术原理借鉴低渗油藏压裂增产原理，通过清水作为压裂液[3]，以不加砂的方式，缓慢提高施工压力，在储层附近形成微裂缝，达到注水井降压增注的目的。裂缝穿过注水井近井伤害带，依靠岩层的张开和剪切滑移作用形成具有一定导流能力的人工短裂缝，从而改变近井筒周围注入流体流动方式，大幅度解除注水过程形成的储层伤害影响，实现提高注水井注水能力的目的。
2 选井原则该技术适用于因近井污染造成注水不足，储层能量下降的注水井[4-7]。在选井过程中，应综合考虑油藏的连通性、断层分布、储层能量及注水井注入情况，同时，应注意井筒完整性的相关情况。选择储层连通性好、注采关系明确，且距离断层100 m以上的注水井，同时具备固井质量优，层间无串槽，采油树及其附件满足施工压力要求等条件。
3 施工设计参考中国海洋石油总公司企业标Q/HS 2078— 2013《注水井井口压力计算方法》措施井最大井口注水压力计算公式如下：
| $ {P_{{\rm{注水}}\max }}{\rm{ = }}a \cdot {P_{\rm{f}}} - 0.098\;\;1\rho H + {P_{{\rm{摩阻}}}} + {P_{{\rm{嘴损}}}} $ | (1) |
式中：P注水max为井口最大注水压力，MPa；Pf为地层破裂压力，MPa；a为安全系数；ρ为注入水密度，取值1.0 g/cm3；H为油藏中部垂深，m；P摩阻为注水沿程摩阻，MPa；P嘴损为水嘴压损，MPa。
根据计算结果，安全系数、摩阻与嘴损对计算最终结果影响小（可忽略不计），当最大措施压力P措施max满足式（2），地层可形成裂缝。
| $ {P_{{\rm{措施max}}}}{\rm{ > }}{P_{{\rm{注水 max}}}} $ | (2) |
同时，应考虑井口采油树采油树耐压等级，安全系数按照0.9，采油树最大承压为P采油树max，P措施max应满足下式：
| $ {P_{措施\max }}{\rm{ < }}{0.9P_{{\rm{采油树}}{\rm{max}}}} $ | (3) |
CEPA-X井为设计注水井，开发层位为明化镇组下段，4段优质筛管防砂，空心集成分注管柱。2014年6月9日投注，投注初期配注200 m3/ d，后调配注水量逐渐上升，注水压力也迅速上升，至2015年1月1日配注量700 m3/d，压力也上升至10.0 MPa，1月28日开始欠注。2015年6月1日注水压力10.0 MPa，注水量207 m3/d，配注量548 m3/d，无法满足配注要求。自注水井投注后，视吸水指数下降，启动压力上升一段时间后，保持稳定，初步判断为储层堵塞导致吸水能力下降（表 1）。后进行两次酸化作业，酸化后达到配注的注入时间分别为10 d和8 d，效果不理想。2016年7月11日注水压力10.0 MPa，注水量293 m3/d，配注量465 m3/d，无法满足配注要求。
| 表 1 CEPA-X井视吸水指数测试统计表 |
 |
该井采油树耐压等级3 000 psi（1 psi=6.895 kPa），根据式（3），P采油树max = 20.69 MPa，采油树安全系数按照0.9，计算得出在18.6 MPa下采油树安全。根据式（1），CEPA-X井地层破裂压力为15.6 MPa，可完成微裂缝测试增加注水试验。综合分析，最终确定该井P措施max为17.5 MPa。
措施前，试压至20.0 MPa无泄漏，即可开始微压裂作业。从施工曲线分析来看（图 1），当压力提高至16.2 MPa时压力突降，注入排量反而大幅提升，该井注水层破裂压力为15.6 MPa左右，地层可能被压开。压力突降后继续提高排量，但是压力随排量上升至14.9 MPa时再次突降，说明可能存在裂缝延伸或近井地带堵塞物被推向远端，原有渗流通道发生变化。
 |
| 图 1 CEPA-X井微压裂施工曲线图 |
微压裂作业结束后，再次进行视吸水指数测试，对比前后视吸水指数数据（表 2），同压下视吸水指数增加3至6倍，措施效果明显。
| 表 2 CEPA-X井视吸水指数对比表 |
|
5 结论
（1）与酸化解堵技术相比，微压裂技术具有措施简单，作业费用低的特点。
（2）在选井过程中，要选择储层连通性好、注采关系明确，距离断层100 m以上的注水井，同时应兼顾固井质量和采油树承压能力。
（3）实际应用证明，微压裂技术能有效提高注水井视吸水指数。
| [1] |
孙和风, 周心怀, 彭文绪, 等. 渤海南部黄河口凹陷晚期成藏特征及富集模式[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(3): 307-313. |
| [2] |
于喜艳, 苏毅, 孙林. 海上低渗储层酸化增效技术及应用[J]. 内蒙古石油化工, 2017, 43(8): 62-66. DOI:10.3969/j.issn.1006-7981.2017.08.025 |
| [3] |
林伯韬, 陈森, 潘竟军, 等. 风城陆相超稠油油砂微压裂扩容机理实验研究[J]. 石油钻采工艺, 2016, 38(3): 359-364, 408. |
| [4] |
Xie L M, Min K B. Hydraulic Fracturing Initiation and Propagation in Deep Inclined Open Hole for Enhanced Geothermal System[J]. Geothermics, 2017, 70: 351-366. DOI:10.1016/j.geothermics.2017.07.007 |
| [5] |
Zheng C, Liu Y H, Qin J, et al. Wear Behavior of HVOF Sprayed WC Coating Under Water-in-oil Fracturing Fluid Condition[J]. Tribology International, 2017, 115: 28-34. DOI:10.1016/j.triboint.2017.05.002 |
| [6] |
Gialain I O, Kobayashi-Velasco S, Caldeira C L, et al. Dental Trauma Prevention with Mouthguard in a Nose Fracturing Blow to the Face:Case Report[J]. Dental Traumatology, 2017, 33(5): 410-413. DOI:10.1111/edt.2017.33.issue-5 |
| [7] |
王跃. 基于大型水力压裂实验系统的室内模拟研究[J]. 地球物理学进展, 2017, 32(1): 408-413. |