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02-胜利油田致密油藏开发研究进展及下步

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非常规油气 分层注水 油藏钻采 稠油油藏
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胜利油田致密油藏开发研究进展 及下步工作方向 胜利油田分公司 地质科学研究院 2012 年 1 月 胜利油田 2012 年 开发技术座谈会发言材料 内部资料 注意保密 目 录 前言 ............................................................... 1 一、胜利致密油藏主要特征 ........................................... 3 (一)致密油藏储量状况 .......................................... 3 (二)致密油藏开采特征 .......................................... 4 二、国外致密油藏开发实践及启示 ..................................... 6 (一)国外致密油开发概况 ........................................ 6 (二)美国巴肯组页岩区带开发实例 ................................ 6 三、致密油藏开发研究初步进展 ...................................... 12 (一)致密油藏储量分类评价 ..................................... 12 (二)致密油藏储层描述技术 ..................................... 14 (三)多级压裂水平井渗流特征研究 ............................... 16 (四)多级压裂水平井地质优化设计技术研究 ....................... 20 (五)多级压裂水平井试井技术研究 ............................... 21 (六)致密油藏经济政策界限评价 ................................. 23 四、下步工作及攻关方向 ............................................ 26 (一)加大资料录取力度 ......................................... 26 (二)深化两项基础研究 ......................................... 26 (三)强化三项技术攻 关 ......................................... 27 (四)建立六项技术规范 ......................................... 29 (五)加强致密油实验室建设 ..................................... 29 (六)开展提高采收率技术研究 ................................... 29 结束语 ............................................................ 30 1 前言 致密油 是在页岩油概念基础上延伸出来的,泛指渗透率极低、需要借助压裂等技术手段才能实现经济开采的原油,包括从致密砂岩、致密碳酸盐和页岩中采出的原油。 为 确定胜利致密油藏的渗透率界限值,开展了一系列水驱油试验, 建立了不同油藏类型条件下启动压力与储层 空气 渗透率的关系图版(图 1 1 前 言0204060801001201401601802000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Ka,00m P a . m P a . 0 m 的启动压力启动压力,00启动压力,0000积岩油藏启动压力与储层渗透率关系图版 01020304050600 1 2 3 4 5 6Ka,00m P a . m P a . 0 m 的启动压力启动压力,00坝砂油藏启动压力与储层渗透率关系图版 2 该 试 验基于一定的 试 验条件(模拟实际井距为 100m,且油井能够满足一定液量生产, 地下原油粘度 注采比为 1: 1), 试验结果表明,当浊积岩油藏储层 空气 渗透率在 围内时,该类型油藏注水开发启动压力 梯度 不高于 1000m;当滩坝砂油藏储层 空气 渗透率在 围内时,该类型油藏注水开发启动压力 梯度 不高于 1000m,根据矿场实施经验,能够进行正常注水开发 的油藏要求启动压力 梯度 一般不高于 1000m, 当 油藏 储层渗透率极低、启动压力 梯度 高于 1000m 时,难以进行注水开发,此种类型油藏应属于致密油藏,因此根据地下原油粘度不同,胜利致密油 藏 界定值为浊积岩油藏储层 空气 渗透率小于 坝砂油藏储层 空气 渗透率小于 目前,胜利致密油藏主要分布在 16 个油田( 28 个单元 ) , 至 2011年底致密油藏总探明储量 22155 万吨,其中滩坝砂油藏探明储量14228 万吨,占总储量比例的 64%,在致密油藏探明储量中占主要地位,其次为浊积岩 油藏(探明储量 4347 万吨)及沙砾岩油藏(探明储量 3579 万吨),分别占总储量比例的 20%及 16%。 随着致密油藏储量的不断发现,致密油藏有效开发对于胜利油田实现“东部硬稳定、西部快上产”工作目标的意义愈发重要, 按照分公司“会战非常规”开发工作部署,以理论创新和技术进步为主攻方向,坚持 “ 边学习、边应用、边研究” 思路, 目前 致密油 藏 开发研究工作 已 取得了初步进展 。 3 一 、 胜利致密油藏主要特征 (一)致密油藏储量状况 从地质特征看, 胜利 致密油藏 总体 呈现“深”、“ 细”、“薄”、“贫”、“散 ” 的 特点 。 1、 “深” — 油藏埋深大,深度大于 3500m 储量占 51% 不同类型致密油藏埋深统计结果表明 ,致密油藏以深层及中深层为主,浊积岩 油藏埋深相对较浅,主要分布在 3000围 ,滩坝砂 及砂砾岩埋藏相对较深, 一般大于 3500m。 2、 “细” — 油藏孔喉细小、溶蚀孔发育 分析化验资料表明, 致密油藏储层以细孔为主,喉道以管状和片状的细喉道为主 ,喉道半径中值一般小于 m。 3、 “薄” — 油藏储层厚度小,平均单层厚度仅 密油藏已完钻直井钻遇厚度统计结果表明,致密油藏直井平均钻遇单油层厚度仅 明致密油藏储 层单层厚度较小。 4、 “贫” — 油藏储量丰度低,小于 50× 104t/5% 不同类型致密油藏储量丰度统计结果表明,致密油藏储量丰度主要集中在 50× 104t/总储量比例的 55%; 储量丰度高于100× 104t/7%。 5、 “散” — 油藏储层纵向分布零散,跨度大于 50m 储量占 86% 不同类型致密油藏油层跨度统计结果表明,致密油藏油层跨度主要集中在纵向大于 50m,占总储量比例的 86%;油层集中、跨度小于 4 50m 的致密油藏仅占总储量比例的 14%。 ( 二 )致密油藏开 采特征 通过对致密油藏已投产的近 300口直井 油井 的生产情况进行统计分析,总结出致密油藏三方面的开采特征: 1、 压裂改造后才有产能, 且初期产能较低 致密油藏由于渗透率低, 油井 自然投产一般产能低或者无产能,通常不 满足工业油流标准 , 须经 压裂改造后才有 一定 产能。从致密油藏已投产 245 口 直井 油井统计结果看 (图 1, 初期日油 小于 5t/ 127 口,占统计井数 平均单井初期日油 仅为 d。 2040608010012014020单井初期日油 单位:t / 0%20%30%40%50%60%百分比图 1密油藏已投产直井油井初期 日 产 油 量分布图 2、 初期产量递减快,中、后期递减变缓 致密油 藏 由于渗透率低,导致 油井泄 油面积小、 产量 递减较快。已投产 直井 油井 单井日油随投产时间变化曲线表明,致密油藏直井日油 整体表现为初期产量递减快,中、后期递减变缓的特点,呈现“三 5 段式”递减特征:第一阶段: 1月,年递减率 36%;第二阶段:7月,年递减率 14%;第三阶段: 25 个月后,年递减率 图1。 y = 0 20 30 40 50 60 70月数单井日油t/密油藏已投产直井油井日油随投产时间变化曲线 3、 油井投产即含水 不同油藏类型致密油藏 已投产直井油井含水率统计结果表明, 致密油藏 直井 油井投产 后 普遍含水,但 含水 率 相对稳定 , 一 般在 30%左右,其中浊积岩油藏含水 率 略低于滩坝砂油藏。 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0 10 20 30 40 50 60投产月数含水%浊积岩滩坝砂平均含水图 1同类型致密油藏已投产直井油井平均含水 率 随时间变化曲线 6 二 、 国外致密油藏开发实践及启示 (一) 国外致密油开发概况 美国、俄罗斯、加拿大等 国家均已成功开发致密油,例如 美国页岩气的快速发展,带动了致密油的开发。由于致密油资源潜力超出预期(估算资源量 吨),开采技术取得突破,美国成为致密油开发最多的 国家 。目前,美国致密油的开发主要集中在巴肯( 鹰滩( 巴内特( 岩区带内,年产 油量约为3600 万吨。其中,威利斯顿盆地 是致密油开发的典型代表。 (二)美国巴肯组页岩区带开发实例 1、 地质特征 巴肯页岩区带地层跨美国与加拿大两国,总面积约 40000中美国境内的面积为 12598 盖 蒙大拿州局部和北达科他州北部,原始石油地质储量估计值为( 280~ 570)× 108t。 巴肯组页岩由 3 个不规则但界限分明的层段组成。上段为黑色页岩,富含有机质,最大厚度为 8 m;中段为灰褐色极细 — 细粒砾岩、砂质白云岩及粉砂岩 大厚度为 26m;下段为黑色页岩,最大厚度 为 15m。其中,巴肯组中段为主要产层,深度为 2593~ 3203m,有效厚度为 0~ 隙度范围为 3~ 8%,渗透率为 均为 层轻微超压,压力梯度为 m;井底温度115℃,采出油粘度为 42° 油密度 油藏驱动机制 7 为溶解气驱。 2、 开发历程 巴肯组 (美国部分 )1953 年发现,随着储层研究的不断深入和相关配套技术的不断进步,到 2010 年,致密油日产量达到了 4 万吨。累计原油产量超过 2800 万吨。按 照 技术发展历程,巴肯组致密油开发可分 为 3 个阶段: 第一阶段( 1953 年到 1988 年):采用直井开发裂缝内的油气,主要集中在北达科他州的页岩区带,共钻直井 145 口,累积产量约为128× 104t,平均初始产量为 d。 第二阶段( 1989 年到 2000 年):采用水平井开发裂缝内的油气。在此期间钻水平井 225 口 ,目的层为上巴肯页岩段,平均初始产量为10t/d,设计的最终可采储量为 1690× 104t. 第三阶段( 2001 年 后):采用多分支水平井和长分支水平井开发基质和裂缝内所含油气,由于油价高涨和新的钻井及完井技术的应用,该区的原油产量迅速增长。 从 2001 年到 2005 年主要采用 2 分支和 3 分支水平井,平均初始产量为 96t/d。 2005 年以后,采用长水平段水平井加裸眼完井技术,使单井平均初始产量达到了 171t/d。 由于先前的压裂技术措施不到位,以及多分支井的封隔技术和复杂井压裂技术不过关等原因,巴肯致密油开采在 2005 年以前并没有获得好的经济效益。 2005 年后,长水平段水平井和裸眼完井技术的应用为巴肯致密油开发带来了生机 , 特别是 2008 年后采用多级分段压裂配合 高导流能力陶瓷支撑剂的长水平段完井技术 ,相比过去 的完 8 井技术增加原油产量和降低开发成本均在 60%~ 70%。 3、 关键技术现状 ( 1) 储层描述及生产预测技术 在巴肯的开发过程中,利用测井资料建立了大量的静态地质模型,如密度孔隙度模型、中子孔隙度模型、表观密度模型、产层厚度模型、伽马射线模型、电阻率模型等。储层特征模型可以通过这些模型产生一个基于井的油藏特征参数集。结合先前建立的有机碳模型、热成熟度模型、矿物成分模型等,利用地质统计学,可将数据集转化为网格模型,由此生成储层特征图。这些静态模型与动态模型(产量统计模型、流动压力模型、储层压力模型 )结合,通过模糊识别技术可以成功地用于甜点的识别和指导井位部 署,近年来 在巴肯一部分区域采用了这种技术获得了较好的效果 对致密微达西级储层油井生产动态预测是一项十分艰巨的工作。地质上的复杂性(如 天然 裂缝分布、裂缝对不同岩性储层的影响)、完井后裂 缝几何形状的复杂性(如长水平井筒中的多重横向、纵向裂缝)以及两相流动等均对动态预测造成很大的阻碍。在巴肯,使用多种解析和数值方法研究油藏的长期和短期生产特性,包括 传统的递减曲线分析 式法、 展指数法、 幂律指数方法、瞬时速率与瞬时生产指数分析确定压裂体积和使用数值模拟 研究各区域的流态等。巴肯的实践证明,集 中使用多种分析方法进行短期和长期生产动态的历史拟合及预测效果会更好。整体使用这些模型也可以使识别天然裂缝、确定裂缝半径和压裂体积、预测未来生产动态的可 9 靠性变得可行。 ( 2) 钻井完井技术 2010 年,巴肯组钻井总数已达到 2300 口,其中,水平井钻井数占比为 95%左右。巴肯区带最初的水平井水平段长度设计是以能够控制 640 英亩 (积为标准,长度为 300~ 900m,随着技术的不断进步,水平段长度延伸到 914~ 1220m。 目前,巴肯所钻长水平段水平井的垂深是 2878~ 3300m,水平段长度约为 2900m,单井控制面积达到 1280 英亩 (所有的井都使用了未注水泥衬管完井,使用 30~ 36 个可膨胀管,以实现 30~ 36 个分段数的目的。 2008 年, 巴肯一口垂深 3000m 左右、水平段长度 2800m 左右水平井的钻井从开钻到总深的平均时间为 ,其中,水平段的钻进时间为 10 天左右,占到总时间的 38%。影响总钻井费用的因素有:钻进速度、套管数量、分支数量、分支长度等。为了减低成本,巴肯组水平段钻井采取了: (1)增加机械钻速; (2)通过减少故障和起下钻次数减少非生产时间; (3)采用先进的钻具组合减小滑动 时间; (4)使用伽马射线精确地质导向技术等技术措施。 2009 年,钻井时间缩短到 ,水平段钻井时间降到了 28%。 ( 3) 压裂技术 巴 肯水平井段压裂段数从最初的 1 段已增加到目前的 40 段,并且,每一段都可压开 4 个横向裂缝。巴肯的研究和实践表明,使用相同数量的支撑剂得到一条长裂缝与 5 条较短裂缝的油藏接触面积是相同的。由于裂缝中的压力损失与流速的二次方成正比,因此, 5 倍 10 井眼入口将减少井筒压力损失 达 25 倍 , 较长的裂缝大大增加了近井地带的压力损失,使大段裂缝处于无效状态,降低了井筒利用率;而通过将油分散到各个小裂 缝中,增加井眼与裂缝接触,可以降低裂缝中的压力损失,使油在水平井段上更有效地渗流。 2009 年以前,巴肯采用的投球滑套加生产尾管技术在 油管中仅可达到 9~ 11 段的压裂段。 2010 年以来采用裸眼未固井衬管完井和新材料的球和新形状的基座,使投球滑套间隔减少,很容易压裂达到 18~ 22 段。随着压裂段数的增加,压裂段间距减小。压裂段间距的标准基本为: 9 段压裂的间距在 121~ 166m 之间, 18 段压裂的间距在 65~ 79m 之间。 巴肯组的压裂生产中使用过天然砂、陶瓷和人造支撑剂等多种支撑剂。通过不断研究和大量的油田实 践证明,陶瓷支撑剂比砂子和树脂敷砂的寿命更长,其压裂井的增油效果明显,产量递减较慢,最终采收率也更高。目前,巴肯的压裂支撑剂多选取了 20/40 目的经济型轻质陶瓷支撑剂。在必要时,也会使用 20/40 目、 12/20 目和中等密度的陶瓷支撑剂。支撑剂的最佳用量为每米分支井段大于 450 在巴肯的压裂中使用过的压裂液有滑 溜 水和交联液。选择的依据是能够有效携带 6~ 8 /加仑) 20/40 目支撑剂并且加入的聚合物含量要最低。目前主要使用的是 20~ 25硼酸盐瓜胶。根据巴肯现有井的统计,压裂液体积为米井段大 于 够达到最好的压裂效果。 11 ( 4) 提高采收率技术 从 2008 年起, 司对如何提高巴肯组油藏的采收率开展技术研发。原来的一个单元井网部署 4 口水平井,采收率可以达到 15%,该公司开展了在一个单元部署 8 口水平井的研究和先导试验,试验结果与模拟研究结果接近,采收率可以提高 5%。此外,公司还开展了小规模的注水开发研究,注水开发模拟结果表明,采收率可以提高 7%~ 10%,目前详细研究还未公布。 2010 年,巴肯区带的埃尔姆古力油田开展了注 先导试验研究。研究结果表明,连续 注 孔隙体积 后可将采收率从原来的 高到 3、巴肯致密油成功开发的经验启示 ( 1) 强化地质综合研究,建立完整的开发部署程序、方法,是致密油成功开发的基础 ; ( 2) 不断更新理念,发展技术,降低成本,是实现致密油经济有效开发的关键 ; ( 3) 加强资料录取和关键技术现场试验,是致密油成功开发的保障。 12 三 、 致密油藏开发研究 初步 进展 (一) 致密油藏储量分类评价 为更加有序、有效的对致密油藏储量进行动用,必须对致密油藏储量进行分类评价,评价结果 将为 下步致密油藏开 发部署、水平井区块筛选及井位设计 提供 依据。 1、致密油藏储量分类 原则 对致密油藏储量进行分类评价主要基于两方面原则,首先综合考虑地质、工艺及经济条件进行储量分类评价,评价条件为采用长井段多级压裂水平井技术开发、水平段长度 1500m、压裂缝高 50m 左右、单井投资 为 3000 万;其次将按照 满足 油价 80 美元及 120 美元 能够实现有效动用 时 所对应的 油藏 地质参数对致密油藏储量进行分类。 2、致密油藏储量分类 结果 通过统计分析、室内 试 验及数值模拟等方法, 初步 确定了致密油藏储量分类评价参数的取值,并将致密油藏储量 初步 划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类 , I 类储量 满足在评价条件下,油价 80 美元时可实现有效动用,其 储量丰度大于 50× 104t/效厚度大于 8m,渗透率大于 1层间隔层厚度小于 7m; 储量 满足油价 120 美元下可实现有效动用,其储量丰度范围为 35104t/效厚度大于 6m,渗透率大于 层间隔层厚度小于 7m;剩余致密油藏储量划分为储量 ,属于油价 120 美元下仍难以有效动用的储量,各类储量划分参数取值见表 3 13 表 3密油 藏储量分类评价参数表 因 素类别储量丰度104t/mⅠ类储量 >50 8 7Ⅱ类储量 35 7Ⅲ类储量 <35根据以上分类参数 取值 ,致密油藏单元划分结果见表 3 表 3密油藏单元储量分类表 油田 区块 油藏类型含油面积芦湖 樊1 1 5 浊积岩 60 Ⅰ孤岛 孤北2 1 块 浊积岩 55 Ⅰ盐家 盐2 2 、永9 2 0 砂砾岩 316 Ⅰ大芦湖 樊1 5 4 - 1 6 2 浊积岩 31 Ⅰ渤南 义1 7 3 - 1 2 3 浊积岩 25 Ⅰ桩西 桩古1 2 浊积岩 5 Ⅰ长堤 桩7 0 1 砂砾岩 63 Ⅰ乔庄 梁7 5 (8 m 线内) 滩坝砂 75 Ⅰ乔庄 梁7 6 (8 m 线内) 滩坝砂 147 Ⅰ渤南 义3 4 扩 浊积岩 35 Ⅱ渤南 义3 4 扩 浊积岩 40 Ⅱ正理庄 樊1 4 2 厂 滩坝砂 52 Ⅱ史南 史1 2 6 浊积岩 6 Ⅱ大芦湖 樊1 5 9 外围6 - 1 0 m 线 滩坝砂 339 Ⅱ大芦湖 樊1 滩坝砂 485 Ⅱ商河 商5 4 1 浊积岩 018 Ⅱ大芦湖 樊3 、7 等 浊积岩 9 Ⅱ乔庄 梁7 5 ( 8 m 线外) 滩坝砂 81 Ⅱ乔庄 梁7 6 ( 8 m 线外) 滩坝砂 326 Ⅱ孤东 孤东2 8 1 浊积岩 82 Ⅱ大芦湖 樊1 5 9 主体1 0 m 线内 滩坝砂 945 Ⅱ大芦湖 樊1 8 - 3 浊积岩 0 Ⅲ大芦湖 樊1 8 - 3 浊积岩 42 Ⅲ大芦湖 樊1 1 5 浊积岩 05 Ⅲ纯化 纯1 0 7 滩坝砂 28 Ⅲ大芦湖 滨1 7 3 井区 滩坝砂 15 Ⅲ五号桩 桩2 3 - 4 浊积岩 94 Ⅲ商河 田1 2 浊积岩 8 Ⅲ商河 商5 4 9 浊积岩 24 Ⅲ合计 22155 22155 4 I 类储量单元个数 8 个,储量 8872 万吨,占 致密油藏 总储量 的40%; 储量单元个数 12 个,储量 11887 万吨,占 致密油藏 总储量 的 储量单元 8 个,储量 1396 万吨,占 致密油藏 总储量 的 其中, I 类储量主要以砂砾岩 及滩坝砂油藏为主,分别 占 I 类总储量 的 储量主要以滩坝砂油藏为主 , 占 总储量的 储量主要以浊积岩 油藏为主, 占 储量的 ( 二 ) 致 密 油藏 储层 描述技术 致密油藏完钻直井较少,平面控制程度 差 ,同时由于其埋藏普遍较深,地震资料分辨率较低,导致目前致密油藏储层描述难度大,为解决致密油藏储层描述难题,有针对性的开展了构造及储层精细描述研究,并已初步取得一定认识。 1、精细构造研究技术 精细构造研 究技术主要是利用地震反射标准层和地层的组合关系,通过精确描述 目的层顶底面的构造,达到卡准砂体、保证 水平井准确入靶的目的,同时,采用 多时窗相干分析 配合 断层立体组合技术精细描述各级断层, 并通过速度场分析提高构造描述精度, 最大程度降低水平井的地质风险,该技术目前已在樊 154 172 435及梁 75 15 2、储层描述技术 致密 油藏由于埋藏较深、厚度薄、分布零散、砂 泥速度差异小,导致储层预测描述精度较低,为提高储层描述精度,首先采用 去砂试验确定砂体的反射特征 ( 图 3; 其次,通过正演模拟技术刻画砂体横向变化,对复波的成因进行综合分析,确保对砂体的准 确预测(图 3。 图 3 154 井去砂前后对比结果 单波反射变弱 5 正演 5 正演 1灰质泥岩 厚度减薄 30 米正演灰质泥岩 厚度减薄 米F 1 5 4 - 1F 1 5 4 - 4单波型F S 1能量变弱型层变化?单波型能量变弱型复波型断层、储层变化?图 3 154 块地震反射复波成因类型示意图 16 ( 三 ) 多级压裂水平井渗流特征研究 1、多级压裂水平井不稳定渗流阶段划分 通过研究 多级压裂水平井 在 基质、裂缝、井筒 三种空间内 的 单独及耦合 流动规律, 总结多级压裂水平井的渗流特征,可以 为多级压裂水平井设计参数(裂缝间距、裂缝长度等)和技术政策优化(井距、压差等)提供 必要的 理论基础。 多级压裂水平井 渗流特征 主要通过不稳定试井 、 生产特征分析及数值模拟 三种 技术 手段进行研究,根据目前研究 认识,长井段多级压裂水平井投产后可以划分为 4 个渗流阶段 : 裂缝内线性流 动 阶段、近裂缝流动阶段、裂缝间流动阶段、裂缝外拟径向流阶段 。 2、多级压裂水平井不同渗流阶段生产特征 以下采用 樊 154 井实际生产数据对不同渗流阶段特征进行说明。 ( 1) 裂缝内线性流动阶段 樊 154 井 投产 初期液量较高 ( d) ,含水在 70%左右,而樊 154 块其它 直井 油井投产稳定含水为 40%,樊 154 初期的高含水 主要由于压裂液反排造成 ,随着生产的进行, 日产液量中 压裂液的比例快速下降,生产 12 天后含水由初期的 70%下降至 40%,说明 能够反排出的 压裂液 已基本反排完毕,由于压裂液挤压地层 会产生额外的能量,这部分额外能量造成了樊 154 井投产初期液量较高,同时压裂液本身也导致了初期的含水较高 ,因此裂缝内 线性 流动阶段的主要特征是初期液量高、含水高、递减快 、持续时间短 。 17 ( 2) 近裂缝流动阶段 当 可反排 的 压裂液基本反排完毕后, 樊 154 井 近井地带 能量 恢复到地层 正常水平, 含水 也 下降到 区块油井平均水平, 此时水平井进入 近裂缝流动阶段,该阶段主要是 由 距离 压裂 裂缝很近的 区域 对水平井 进行供液, 由于该区域内的流体比较容易流动,因此水平井仍具 有 较高的产量, 并能够自喷生产,含水稳定在正常水平,递减速度仍然较快 ,但明显低于裂缝内线性流动阶段 。 ( 3) 裂缝间流动阶段 当 近裂缝区域能量 枯竭后, 距离裂缝较远的裂缝间 区域开始成为水平井主要供液来源,该阶段主要由裂缝间的区域内的流体向水平井供液 , 该区 域流体流动能力低于近裂缝区域,流动距离较长,因此该阶段水平井 产量 将 进一步下降,同时 ,区域 能量较弱导致水平井由自喷生产转为 泵抽生产,但由于裂缝间 区域储量规模较大, 因此 该阶段水平井产量 递减较为缓慢,稳产期较长。 ( 4) 裂缝外拟径向流阶段 当 裂缝 间 区域能量枯竭后,水平井 将进入弹性开采的末期阶段,即裂缝外拟径向流阶段。 该阶段主要依靠距离 水平井 较远的、压裂 裂缝外围 的区域向水平井缓慢供液,该阶段水平井产量最低,递减缓慢,若无其它能量补充,该阶段水平井产量将持续降低直至停产 。 樊 154 井 在“ 裂缝内线性流动阶段 ” 初期液量 d,含水 70%,但月递减 达到 50%,阶段 实际 持续时间 仅 12 天,计算该阶段的动用 区域 储量 吨 ;进 入 “ 近裂缝流动阶段 ” 后, 单井 液量 18 下降至 d,含水下降至 39%,月递减率 20%, 采用 5嘴自喷生产, 阶段 实际 持续 时间 125 天, 计算 阶段 动用 区域 储量 3 万吨;目前,樊 154 井已处于“ 裂缝间流动 阶段”,阶段初期 d,含水 39%,月递减率 为 3 采用泵抽生产,根据数值模拟 预测,该阶段持续时间为 4, 计算 阶段动用 区域 储量为 15 万吨; “ 裂缝外拟径向流动阶段 ” , 预测 单井 液量 将 下降至 5d, 阶段 持续 时间 2,动用储量 8 万吨 。 综合分析各渗流阶段特征 , 裂缝内线性流 动 阶段与近裂缝流动阶段虽然产量较高,但动用储量 小,持续时间 短 ,不是水平井的主要生产阶段; 而裂缝间流动阶段及裂缝外拟径向流阶段 虽然产量相对较低,但动用储量大, 稳产期长,是水平井的主要生产阶段。 樊 154 井实际 压裂 裂缝形态复杂, 每条裂缝的长度及方向均存在差异, 若将每条裂缝在小范围内视为单独个体,则樊 154井 可视为多条压裂裂缝渗流特征叠加后的综合体 。 3、油井泄油范围 内易流区和缓流区的划分 应用考虑启动压力梯度影响的非线性渗流理论模型,通过数值模拟技术方法研究了致密油藏的近井渗流特征。结果表明,致密油藏油井泄油半径的扩展速度随着生产时间的延长呈幂函数递减 , 且前期急剧下降,中后期缓慢递减,一般时间拐点在 2 年左右; 4- 5 年后扩展速度进一步迟缓, 15 年左右接 近极限状态。根据不同区域的产油量贡献程度,可以将油井泄油范围划分为两个区域,即易流区( 15年产量贡献率 95%左右),其对应为有效泄油半径;缓流区( 15 年产 19 量贡献率 5%左右),其对应为极限泄油半径。模型计算结果统计分析 表明 ,易流区 5 年产量贡献率达到 99%以上, 15 年也接近 95%;缓流区虽然地质储量接近整个泄油区的 50%,其产量贡献率很小。 4、 樊 154-平 1 井生产参数优化及 指标预测 ( 1)樊 154 井采油强度及下泵深度优化 应用油藏数值模拟方法,建立了 樊 154 井区实际地质与压裂水平井模型,在历史拟合 的基础上优化了 樊 154 井的采油强度和下泵深度。结果表明,随着采油强度的增大(由 10m3/d 逐渐增大到 40m3/d),生产时间大幅缩短,最终累油量略微减少,但差异不明显,基本在 吨左右,采出程度约 右;随着下泵深度的增大(由 1300m 逐步加深到 2000m,对应最小井底流压 157最终累油量越高,采出程度越大,生产时间越长。 ( 2) 樊 154 井单井控制储量及累计产油量预测 依据泄油半径的理论研究认识,结合 樊 154 井压力恢复试井动态拟合,确定油井控制储量 吨,有效泄油半径约 70m 左右,单井 累计 采油 吨。 20 (四)多级压裂水平井地质优化设计技术研究 利用 数值模拟技术 , 对水平井的地质参数 ( 裂缝间距、裂缝半长、水平段长度、裂缝导流能力等 ) 进行了优化设计研究。 1、优化方法与模型建立 油藏数值模拟模型中油藏流体及储层基本参数取自 樊 154井区 ; 采用等效处理方法描述水平井压裂参数,其中裂缝长度、位置、宽度、孔隙度等参数依据压裂施工设计取值,裂缝渗透率根据导流能力公式(导流能力 =宽 度× 渗透率)计算得到,裂缝与基质的耦合关系通过对裂缝区的局部网格加密 方法描述;采用油藏、裂缝、井筒、地面一体化模拟拟合方法实现对油井动态的合理描述,即 地下拟合试井压力曲线;井筒拟合系统试井井底流压和井口油压;地面拟合含水、产量及井口油压,体现油藏、裂缝、井筒、地面一体化数值模拟技术。 2、 多级压裂 水平井优化结果 ( 1) 裂缝间距 优化 : 在一定渗透率下,随 着 裂缝间距的减小,累计 采油量增大;因裂缝间干扰,存在合理裂缝间距。储层渗透率越小,油井有效泄油半径越小,在一定水平段长度条件下,最优裂缝数目越大,合理的裂缝间距要考虑泄油半径和裂缝干扰的综合影响。 ( 2) 裂缝半长 优化 : 随着裂缝长 度的增大,单井 累计 采油量逐渐增大,但采出程度逐渐减小;储层渗透率越大,考虑 累计 采油 量 和采出程度综合因素影响,最优裂缝半长逐渐增大,当渗透率为 1最优裂缝半长约为 90m 左右。 ( 3) 裂缝导流能力 优化 : 在一定渗透率下,随 着 裂缝导流能力 21 增大 , 单井产量增加,但增幅降低,存在最佳匹配的裂缝导流能力。基质渗透率越大,最佳裂缝导流能力越大。渗透率为 1,最佳裂缝导流能力为 ( 4) 水平段长度优化: 随着水平段长度增 加 ,单井 累计 采油量增大;渗透率 1- 2,水平段长度为 1500 左右时,增幅变缓。 ( 五 )多级压裂水平井 试井 技术研究 多级压裂水平井试井工作在胜利油田刚刚起步,由于多级裂缝的存在,多级压裂水平井的渗流路径、流场分布等特征与常规水平井有很大不同。多级压裂水平井解释面临的难题主要有 三 个方面: ( 1)多级压裂水平井试井尚无成熟的解释技术;( 2) 受多条压裂裂缝影响,压力响应曲线特征复杂; ( 3) 试井解释拟合参数多 、 难度大 、 经验少。 针对面临的问题,目前主要开展了以下工作: 1、多级压裂水平井试井解释模型研究 综合考虑水平井特征参数(有效长度、水平渗透率、垂向渗透率、井眼在储层中的相对位置等)和压裂裂缝 特征参数(条数、间距、有效半长、导流系数、裂缝表皮系数等),建立了多级压裂水平井试井解释模型,并进行了求解,研究了理论曲线特征和参数求解方法。 2、裂缝参数敏感性研究 分析了单一裂缝参数(裂缝条数、裂缝位置、有效半长、导流系数、裂缝表皮系数等)对试井曲线的影响程度,为多参数试井拟合提供参考。 22 其中,裂缝条数、裂缝位置、有效半长对试井曲线影响程度较大:裂缝条数越多,早期压力曲线和导数曲线之间的间距越大,但裂缝条数大于 3 时,压力响应增加幅度变缓;裂缝间距越大,中后期导数曲线上翘出现的越晚,系统总径向流出现的越晚 ;裂缝长度越大,裂缝线性流曲线特征越明显,持续时间越长。 3、樊 154 井试井评价 2011 年 6 月 9 日至 6 月 29 日,樊 154-平 1 井开展了系统试井和压力恢复试井测试,结合目前多级压裂水平井试井技术研究成果,利用该井实测资料,开展了三方面的评价工作: ( 1)合理工作制度 优化及 产能方程 的建立 系统试井时采用了 4567嘴四个工作制度,从实测资料来看, 5嘴生产时,井底流压、油压、产量均较稳定,且产能较高(日产液 生产压差合理( 因此确定该井的合理工作制度 应为 5嘴。该井自 6 月 30 日到 9 月 8日采用 5mm
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本文标题:02-胜利油田致密油藏开发研究进展及下步
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