孫琳琳

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

致密油蓄能體積壓裂后關(guān)井蓄能方式及機理研究

孫琳琳

（吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

針對吉林油田前期致密油大液量體積壓裂后生產(chǎn)具有較長自噴期的實際，逐步開展蓄能及自噴工作制度的研究，總結(jié)形成了蓄能及自噴工作制度的實踐認識。一方面蓄能壓裂后關(guān)井蓄能有利于產(chǎn)能的提高，間噴生產(chǎn)有較好的效果，通過數(shù)值模擬理論分析研究，確定初次關(guān)井蓄能時間范圍為6-27天；另一方面，通過系統(tǒng)試井，確定獲得最大采油指數(shù)的工作制度為5～6mm油嘴最佳。

致密油藏；蓄能機理；蓄能關(guān)井；工作制度

吉林油田目前勘探區(qū)域儲層主要為扶余致密油儲層和高臺子油層。隨著致密油區(qū)讓平1井的勘探開發(fā)一體化，推動了致密油勘探，近幾年形成了大液量大排量的參數(shù)型體積壓裂技術(shù)，改變了以往水力泵的求產(chǎn)技術(shù)，實現(xiàn)了油井的自噴求產(chǎn)，從而凸顯了致密油自噴合理蓄能方式及自噴工作制度研究的重要性和緊迫性。

1 蓄能體積壓裂的適應(yīng)性

針對致密油勘探重點井，進行了不同壓裂方式后試油試采情況對比。2013年6口常規(guī)壓裂不關(guān)井與2014年體積壓裂不同方式蓄能的對比，確定了體積壓裂的適應(yīng)性及自噴制度優(yōu)化研究潛力。

表1 X1壓后快排與X2等井關(guān)井蓄能數(shù)據(jù)對比

表1所示，關(guān)井蓄能從自噴天數(shù)、試油產(chǎn)量、試采產(chǎn)能等方面都有明顯優(yōu)勢，壓后直接放噴求產(chǎn)的探井和采取不同方式關(guān)井蓄能的探井在試油產(chǎn)量和自噴天數(shù)方面都較高，尤其自噴天數(shù)超出常規(guī)壓裂油井近10倍。研究過程中對采用快速返排、間噴生產(chǎn)、短關(guān)井蓄能、長關(guān)井蓄能等方式進行了現(xiàn)場對比分析，結(jié)果表明，間噴生產(chǎn)效果最好，短關(guān)井蓄能次之；快排和長關(guān)井蓄能效果不理想。

下面對蓄能關(guān)井的機理及蓄能后的關(guān)井時間及取得的效果進行闡述。

2 致密油壓后蓄能機理認識

2.1致密油壓后蓄能機理研究

致密油具有低孔、超低滲特征，單井之間不具備儲層連通效應(yīng)特征，即單井控制儲量范圍內(nèi)，可看作一個獨立的封閉性儲集體，能有效保證地層能量不向外界擴散；裂縫和微孔隙發(fā)育程度影響注水吞吐效果，致密油實施體積壓裂形成依靠地層能量獲得較高產(chǎn)量，短期內(nèi)產(chǎn)量遞減快、無能量補充，且具有一定儲量的剩余油。

影響注水吞吐效果的主要因素包括巖石潤濕性、注入介質(zhì)、周期注入量、注入速度、注入壓力、悶井時間。

在補充能量方面，壓裂對地層注入大量滑溜水及攜砂液，單段壓裂注入體積約1300m3，平均單井注入18200m3，相當(dāng)于1口日注50m3的注水井注入1年的注入量，通過壓前壓后壓力測試情況對比看，壓前底層壓力系數(shù)平均約1.03左右，大液量體積壓裂后地層壓力系數(shù)升高到1.36，地層壓力提升約30%，即能量補充了30%。該作用是致命自噴生產(chǎn)的能量來源，是自噴的主導(dǎo)因素之一。

在滲吸排驅(qū)方面，首先，壓裂液主體為造縫的滑溜水，主要構(gòu)成為水、減阻劑、防膨劑和表面活性劑，實質(zhì)就是一種活性水，在補充能量同時，改善巖石親水性能。其次，針對親水儲層，發(fā)揮毛細管力吸水排油作用，壓裂液吸入小孔隙，原油排到高滲區(qū)，實現(xiàn)基質(zhì)內(nèi)的油水置換。該作用是致密油自噴生產(chǎn)的又一主導(dǎo)作用，是產(chǎn)出原油的基本動力。

在體積縫內(nèi)重力分異方面，體積縫中，因油水重力分異，壓裂液不斷向儲層縫網(wǎng)較低部位運移，油向縫網(wǎng)內(nèi)高部位運移聚集，實現(xiàn)關(guān)井蓄能后井口快速見油，而且能出現(xiàn)初產(chǎn)液量沒有增加的情況下，初產(chǎn)油提高的實際情況，如圖1 XX1井實例。

圖1 XX1井生產(chǎn)曲線

2.2致密油壓后蓄能合理關(guān)井時間研究

（1）關(guān)井時間對產(chǎn)能影響規(guī)律分析

致密油壓裂蓄能關(guān)井時間對壓裂效果有一定的影響，關(guān)井時間越長，前期日產(chǎn)油越高，日產(chǎn)水越低。這是由于在滲吸作用下，裂縫中含水飽和度逐漸降低，基質(zhì)中含水飽和度逐漸升高，使得裂縫周圍原油相對富集，開井生產(chǎn)時日產(chǎn)油較高。

不同關(guān)井時間下生產(chǎn)300天的累計產(chǎn)油量曲線，從圖2中可以看出，累計產(chǎn)油量并不是隨著關(guān)井時間的增加而線性增加，關(guān)井時間較長時，隨關(guān)井時間增加累計產(chǎn)油量增加幅度明顯減小，說明存在合理關(guān)井時間。

圖2 300天累產(chǎn)油隨關(guān)井時間變化曲線

（2）壓后蓄能合理關(guān)井時間確定方法

通過以上分析，體積壓裂后壓裂液主要分布在形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)內(nèi)（或者是與裂縫網(wǎng)絡(luò)距離非常近的基質(zhì)內(nèi)），基質(zhì)滲透率太低，壓裂液短時間內(nèi)不能有效運移到基質(zhì)內(nèi)部。大量壓裂液的存在使得改造區(qū)縫網(wǎng)內(nèi)壓力明顯升高，而被裂縫網(wǎng)絡(luò)切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)部壓力仍然保持在原始地層壓力。在關(guān)井蓄能過程中，壓裂液由裂縫向基質(zhì)內(nèi)部進行滲流和滲吸，如圖3所示，隨著關(guān)井時間增加，改造區(qū)基質(zhì)內(nèi)壓力逐漸增加，關(guān)井30天時，改造區(qū)內(nèi)壓力均勻分布，未改造區(qū)內(nèi)壓力仍然為原始地層壓力而沒有上升，未改造區(qū)由于滲透率低導(dǎo)致壓力不能在有限的時間內(nèi)向未改造區(qū)的基質(zhì)內(nèi)傳播，說明關(guān)井蓄能過程主要是壓力由裂縫網(wǎng)絡(luò)向被其切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)傳播。因此，可以將關(guān)井蓄能過程合理關(guān)井時間轉(zhuǎn)換為求解裂縫內(nèi)壓裂液滲流到基質(zhì)巖塊內(nèi)部中心需要的時間。

圖3 體積壓裂縫網(wǎng)平面示意圖

壓裂液由裂縫向基質(zhì)滲流平均滲流速度為:

式中：v為平均滲流速度，m/s；Km為基質(zhì)滲透率，m；m為流體粘度Pas；p為驅(qū)動壓差，即裂縫網(wǎng)絡(luò)與基質(zhì)巖塊內(nèi)部的的壓力差，Pa；L為裂縫網(wǎng)絡(luò)到基質(zhì)中心的距離，m。

真實滲流速度與平均滲流速度的關(guān)系為:

流體由裂縫網(wǎng)絡(luò)滲流到基質(zhì)巖塊中心的時間可表示為:

式中：t為流動時間，s。

結(jié)合以上三式可以求得:

（3）壓后蓄能合理關(guān)井時間影響因素分析

在獲取蓄能關(guān)井時間計算方法后，進行各因素影響規(guī)律分析，其中L取5m，基質(zhì)滲透率Km取0.2×10-3μm2，基質(zhì)孔隙度m取0.1，流體粘度取1mPas，啟動壓力梯度G取0.2MPa/m，對影響關(guān)井時間的主要因素如驅(qū)動壓差、縫網(wǎng)距離、基質(zhì)滲透率、孔隙度、壓裂液粘度等進行了分析，由于滑溜水體積壓裂大排量施工克服水平兩向主應(yīng)力差值，形成主裂縫與多級次生裂縫交織的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，而且由于基質(zhì)密度大，壓裂液在基質(zhì)中的滲流阻力大，通過分析，縫網(wǎng)間距越小，啟動壓差越大，合理關(guān)井時間越小，基質(zhì)滲透率越小，啟動壓力梯度越大，合理關(guān)井時間越大，而且合理關(guān)井時間與滑溜水粘度呈線性遞增關(guān)系，而且滑溜水粘度越大，滑溜水由裂縫網(wǎng)絡(luò)向基質(zhì)中滲流的阻力就越大，需要的合理關(guān)井時間就越長。因此，使用低粘度的滑溜水有助于縮短蓄能合理關(guān)井時間。

（4）壓后蓄能合理關(guān)井時間實例及應(yīng)用效果分析

通過XX2井實例分析，確定該地區(qū)合理關(guān)井時間具體數(shù)值范圍，該井水平段長1036m，砂巖段長979m,油層段長800m，砂巖鉆遇率94.5%，油層鉆遇率77.3%。共分11段23簇壓裂，平均簇間距約32m。

該井平均簇間距32m，最小簇間距16m，考慮壓裂后實現(xiàn)了體積改造，則至少產(chǎn)生1條次生裂縫，因此L取值范圍為：8～4m，基質(zhì)滲透率Km為0.2×10-3μm2，基質(zhì)孔隙度m為0.1,流體粘度取1mPas，啟動壓力梯度G取0.2MPa/m，驅(qū)動壓差p取15MPa。計算可得：該井合理關(guān)井時間范圍為：6.5～27.6天。

圖4 XX2井試井曲線

蓄能壓裂后本井進行自噴生產(chǎn)，通過對自噴階段合理的工作制度進行研究，本井選用5mm油嘴時產(chǎn)液最高可以達到110方以上的一個產(chǎn)液量（圖4）。

3 致密油壓后蓄能效果分析

針對水平井溫壓梯度資料，形成梯度曲線解釋方法并獲得管流壓力分布及井底壓力。

應(yīng)用梯度曲線解釋方法獲得管流壓力分布及井底壓力，XX1井實測壓力為26.282Mpa/1900m，折算儲層中部壓力為28.649MPa/2145m，按照底部梯度取值法，壓力系數(shù)為1.36，按照梯度曲線計算方法壓力系數(shù)為1.3（圖5）。

圖5 XX1井靜壓梯度曲線

對比壓前地層系數(shù)和壓后地層壓力系數(shù)的測試情況，致密油蓄能體積壓裂后地層壓力提升約30%，實現(xiàn)了蓄能的目的。

4 結(jié)論與認識

（1）致密油儲層應(yīng)用蓄能體積壓裂后可以實現(xiàn)快速見油，累計產(chǎn)油量與關(guān)井時間的增大后而減小的非線性關(guān)系，證明了合理關(guān)井時間對壓后排液的影響。

（2）致密油壓后蓄能關(guān)井時間及自噴制度優(yōu)化對蓄能后獲得試油產(chǎn)量非常重要，通過理論分析以及實例計算，確定體積壓裂后單次關(guān)井蓄能時間范圍為6.5～27.6天，開井合理生產(chǎn)制度范圍為3～6mm油嘴。

[1]蘇玉亮，王文東，盛廣龍. 體積壓裂水平井復(fù)合流動模型[J]. 石油學(xué)報， 2014，35(3):504-510.

[2]肖前華. 典型致密油區(qū)儲層評價及滲流機理研究[D].中國科學(xué)院研究生院(滲流流體力學(xué)研究所)，2015:55-57.