侯市区造长缝效果分析

(整期优先)网络出版时间:2022-10-17
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侯市区造长缝效果分析

王康莉,李彤华,朱小萌,柴明成

中国石油长庆油田分公司采油一厂,陕西省,延安市,716000

中部因环保原因分批对油水井关停封井,采出程度仅17.1%,剩余油富集。且侯市油藏进入中高含水开发阶段,稳产增产难度大,单一重复压裂技术已无法满足发展需要。为动用库区剩余油,提高压裂增产效果,采用造长缝压裂手段在平面和纵向上开启新裂缝沟通剩余油富集区,增大泄油面积,达到增产目的。

关键词:剩余油造长缝

、 区域概况

侯市中部区块主力开发长611-2层,油层有效厚度12.0m,有效孔隙度9.5-13.0%,渗透率0.20-2.85×10-3μm2,执行平衡注水政策。1993年投入开发,累产油67.8×104t采出程度17.1%2004年起因环保原因分批对95口油井和30口水井环保封井,涉及地质储量466×104t,封井前平均单井产能1.73t/d,剩余油富集。

二、实施效果分析

2021年侯市环保库区共实施造长缝压裂7口,完井6口,1口候17-71实施过程中压力低判断压裂效果较差未继续施工。6口实施井目前日增油8.5t/d,平均单井日增油1.4t/d,累增油1385t,增油效果显著。6口井整体有效,其中效果相对较好的有2:14-13、候15-13;相对较差1口:候20-132

1 典型井分析14-13

2.1.1选井依据

油层发育状况:该井位于侯市油藏中部,区域主要发育长611-2层,油层厚度为12.0m,孔隙度9.5-13.0%、渗透率0.20-2.85×10-3μm21993年投入开发,采取500m×150m,井排方向NE67°菱形反九点井网,实施平衡注水政策,平均地层能量保持水平101%注采对应状况:对应2口注水井(已核销1口),累计注水量为22.5444×104m3能量保持:该区域原始地层压力为9.6MPa,邻井候11-15测压17.99MPa,地层能量充足。动态表现:199312月投产,生产长612层、长611-3层、长612层,初期日产液3.77m3、日产油2.03t、含水36.8%2014年负压解堵,平均日增油0.8t左右,至今有效;目前日产液2.67m3,日产油1.20t,含水46.3%,动液面872m,累计产油138569t

2.1.2 压裂参数

设计对该井长611-2层射孔段(1308.0-1310.01310.8-1314.21315.5-1319.01320.0-1321.0m)共计9.9m;长611-3层、长612层(1330.0-1331.81337.0-1340.01341.4-1344.0m)共计7.4m,进行造长缝压裂并实施分层压裂,第一层:长611-3层、长612层,加大前置液及入地液量,造长缝(150m),缝内实施暂堵压裂,造复杂多级微裂缝;第二层:长611-2层,加大前置液及入地液量,造长缝(150m),缝内实施暂堵压裂,造复杂多级微裂缝。现场实施参数为: 长611-3、长612层:加砂30.0m3,砂比14.6%,排量4.0m3/min,入地总液量270.5m3。长611-2层:加砂51.0m3,砂比8.2%,排量4.0m3/min,入地总液量703.0m3

2.1.3 效果分析

14-13措施前动态3.45m3/1.32t/54.2%/993m,目前动态为14.21m3/5.54t/53.6%/342m,累增油749.6t,增油效果较好,分析主要有以下原因:

1)该井位于中部环保关井区,周围井累产油均较低,剩余油富集。

2)该区域压力保持水平相对较高。

3)长611-2层破压高于投产时破压,说明压开新缝动用剩余油

2.2典型井分析20-132

2.2.1选井依据

油层发育状况:该井位于侯市油藏中部,区域主要发育长611-2层,油层厚度为12.0m,孔隙度9.5-13.0%、渗透率0.20-2.85×10-3μm21993年投入开发,采取500m×150m,井排方向NE67°菱形反九点井网,实施平衡注水政策,平均地层能量保持水平101%注采对应状况:对应2口注水井,均注长611-2层、长611-3层、长612层,与其注采对应,注水正常。能量保持:邻井候20-1112019年测压为9.7MPa,压力保持水平为101%预测该井地层能量为9.7MPa,地层能量高动态表现20-13219989月投产长611-2层,初期日产液4.32m3、日产油2.82t、含水22.3%,动液面516m2005年液量下降,20063月重复压裂后产能恢复,2015年补孔长611-2层、长611-3层后合采含水较高,随后隔长611-2层、长611-3层后含水未降,目前两层合采。动态表现为液量下降,20215月实施中性酸化解堵。

2.2.2 压裂参数

设计对候20-132井长6

11-2层、长611-3层(1431.6-1432.6m、1433.6-1434.2m、1435.4-1441.4m、1449.0-1451.0m、1456.5-1459.0m)进行造长缝压裂。该井含水高,分析含有底水,只改造主力层长611-2层。现场实施参数为:长611-2层加砂50.0m3,砂比14.8%,排量4.0m3/min,入地总液量628.3m3

2.2.3 压裂监测及解释

为研究20-132井压裂裂缝扩展规律,利用目前储层压裂中最精确、最及时、信息最丰富的微地震监测手段,通过对压裂参数与震源参数的综合分析,对压裂的范围、裂缝发育的方向、大小进行定位追踪。优选4-20井作为20-132井的监测井,开展微地震裂缝监测的资料采集、处理及解释工作。20-132井与4-20井井口距离816.13中靶距离368.21微地震监测检波器的位置尽可能靠近压裂目的层上下,依据4-20射孔段8级三分量检波器放置1170.0-1240.00m

本次压裂井段为1431.6-1441.4m,位于长611-2层。共处理反演出微地震点42个,如图13所示,图中颜色代表事件发生先后顺序,橙黄色为最早发生的事件点,紫色为后面发生的事件点,事件点大小反映不同震级,压裂点附近事件震级强于两翼。压裂裂缝带网络长度约为264.4m,裂缝网络宽度为76.6m,主要裂缝网络高度27.5m,裂缝方位为NE61°。从平面分布图可以看出,东西两侧裂缝发育较对称,但西侧裂缝长度略大于东部。从纵向分布可以看出,本次压裂产生的裂缝网络深度为1448.1-1470.0m,裂缝位于射孔段以下,主要集中于长611-2层,少量微地震事件位于长611-3层。

2.2.4 效果分析

20-132措施前动态2.97m3/0.8t/67.4%/965m,目前动态为15.21m3/1.42t/88.9%/583m,累增油110t,增油效果相对候14-13较差,分析主要有以下原因:

1)裂缝方位北东61度,西侧裂缝长度略大于东部,较好的动用到候21-13、候19-15方向剩余油,增大泄油面积,封井前此2口井产能均在3t以上,因此候20-132造长缝后提液明显

2)该井措施前含水高,区域底水发育,监测显示少量微地震事件位于长611-3,分析压裂后底水上窜

三、阶段认识

1微地震监测显示裂缝主应力方向与地层主应力方向基本一致;

2底水发育区域适当控制压裂参数,防止底水上窜

3压裂产生裂缝网络深度与原设计压裂井段存在一定误差,候20-132表现为下移,建议之后选井及压裂时考虑偏移量影响。

作者:199411月出生,2017年毕业于长江大学地质学专业,现为侯市作业区生产技术室副主任.


四、参考文献

[1]赵向原,曾联波,靳宝光,.低渗透油藏注水诱导裂缝特征及形成机理——以鄂尔多斯盆地安塞油田长6油藏为例[J].石油与天然气地质,2018,39(04):696-705.

[2]史桐.安塞油田坪桥区微裂缝开发探析[J].地下水,2014,36(01):198-200.

[3]张洪军. 安塞油田开发中后期井网调整优化技术研究[D].西北大学,2011.

[4]兀凤娜,李二党,张小军,.安塞油田坪桥区块不同井网形式下压裂缝参数优化方法研究[J].辽宁化工,2019,48(01):65-69.

[5]谢景彬,龙国清,田昌炳,.特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例[J].油气地质与采收率,2015,22(03):106-110.

[6]李永太,宋晓峰.安塞油田三叠系延长组特低渗透油藏增产技术[J].石油勘探与开发,2006(05):638-642.

[7] 陈瑜芳,张祖峰,刘进文.低渗透油藏重复压裂机理研究及运用[J].西部探矿工程,2010,(03):79-82.

作者:199411月出生,2017年毕业于长江大学地质学专业,现为侯市作业区生产技术室副主任.