准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化_任广聪.pdf
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1、大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 4 月 第 42 卷第 2 期Apr.,2023Vol.42 No.2DOI:10.19597/J.ISSN.1000-3754.202201007准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化任广聪1 马新仿1 张士诚1 邹雨时1 段贵府1,2 熊启勇3(1.中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;2.中国石油勘探开发研究院,北京100083;3.中国石油新疆油田公司工程技术研究院,新疆克拉玛依834000)摘要:准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏可通过水
2、平井重复压裂同时钻加密井的改造方式,提高单井产量和油藏动用程度,但是在加密井投产时,水平井组的重复压裂时机目前仍不明确。针对这一问题,建立不同投产时间水平井组初次压裂和重复压裂的裂缝扩展模型和油藏数值模型,通过产量历史拟合确定模型的正确性。基于井组最优累计产油量,优化重复压裂时机。结果表明:加密井不生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第4年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第4年;加密井生产时,单井的最优重复压裂时机为投产后第5年,井组的最优重复压裂时机为最晚投产井投产后第3年。井组重复压裂考虑水平井加密时,总体增油效果优于仅老井重复压裂,应及时钻加密井,获取最大井组累计产油量。研究
3、结果为致密油藏考虑加密井的水平井组重复压裂时机优选提供理论依据。关键词:重复压裂;水平井组;加密井;压裂时机;累计产量;准噶尔盆地;玛湖凹陷;砾岩油藏中图分类号:TE357.1 文献标识码:A 文章编号:1000-3754(2023)02-0167-08Optimization of horizontal well pattern refracturing timing in conglomerate reservoir in Mahu Sag of Junggar BasinREN Guangcong1,MA Xinfang1,ZHANG Shicheng1,ZOU Yushi1,DUAN
4、Guifu1,2,XIONG Qiyong3(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Beijing 100083,China;3.Engineering Technology Research Institute,PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay 834000,C
5、hina)Abstract:The single-well production and reservoir producing degree of Mahu Sag conglomerate reservoir in Junggar Basin can be increased by drilling infill wells while re-fracturing parent horizontal wells,but the best re-frac timing is not determined when considering infill wells production.Aim
6、ing to this problem,fractures propagation model and reservoir numerical model of primary fracturing and re-fracturing of horizontal well pattern at different time are established with reliability validation by production history matching.Re-fracturing timing is optimized based on optimal cumulative
7、production of the well pattern.The results indicate that without infill wells production,the best refrac timing for single well is the 4th year after commencing production,and for well pattern is the 4th year after 收稿日期:2022-01-04 改回日期:2022-06-20基金项目:中国石油战略合作科技专项“玛湖砾岩油藏提高采收率机理及关键技术研究”(ZLZX2020-01-04
8、)。第一作者:任广聪,男,1994年生,在读博士,从事储层改造、水力压裂、水平井重复压裂等研究。E-mail:通信作者:马新仿,男,1972年生,博士,教授,从事储层增产改造方面的研究。E-mail:2023 年大庆石油地质与开发the last well commenced production.With infill wells production,the best refrac timing for single well is the 5th year after being put into production,and for well pattern is the 3th ye
9、ar after the last well commenced production.Re-fracturing with infill wells obtains more cumulative oil production than only re-fracturing parent wells.Infill wells should be drilled in time to obtain maximum cumulative production of the well pattern.This research provides theoretical basis for the
10、refracturing time optimization of horizontal well pattern considering infill wells.Key words:re-fracturing;horizontal well pattern;infill wells;re-frac timing;cumulative production;Junggar Basin;Mahu Sag;conglomerate reservoir0引言准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏储量丰富13,具有岩性复杂、非均质性强、物性差等特点47,需要通过水平井体积压裂实现有效开发。早期开发井距较大,
11、且存在初次压后产量和压力递减快、采收率低的现象,水平井重复压裂同时钻加密井是提高油藏储量动用程度、提高油井产量的有效技术手段811。根据国内外研究和实践成果,致密储层加密井压裂投产受老井干扰严重,会出现水力裂缝非均匀扩展现象1215,对老井进行重复压裂,压裂液对地层增能作用导致地层压力升高,水平主应力增大,可以避免或减缓这种现象16。重复压裂时机的确定是方案优化的关键环节,重复压裂时间不同,重复压裂前含油饱和度和压力场分布不同,重复压裂压后生产能量不同;并且加密井投产对老井产生的干扰和影响程度也不同,最终导致单井和井组的累计产量存在差异。目前针对老井重复压裂时机优化的研究17较少,考虑加密井的
12、整体压裂时机优化目前也少有报道。本文针对玛湖凹陷某井区的水平井组,由3口老井和2口加密井组成,通过数值模拟手段,进行初次裂缝扩展、初次压后历史拟合、地应力场分布模拟、2 次裂缝形态扩展以及重复压裂产能预测,以最大累计产量为目标,优化重复压裂时机,并对比是否考虑加密井的情况下单井和井组的重复压裂时机的差异。1研究区概况1.1地质概况研究区目的层岩性主要为灰色砂砾岩、含砾粗砂岩、砂质砾岩、中粗砾岩、钙质砂砾岩等。常规物性分析资料显示,区块油层平均孔隙度7.87%,平均渗透率 1.010-3 m2。储层具有中等偏弱盐敏、强应力敏感、弱中等偏弱水敏的特征。油藏地层压力系数为 0.921.29,油藏中部
13、温度为64.1180.07。1.2开发简况目的井组包括 3 口已投产的水平井,井距400 m,其中 A1 井先投产,2 a 后 B1 井和 B2 井一起投产。3口井投产初期日产油量较高,但是稳产时间短,井口压力下降快,目前3口老井均符合水平井重复压裂选井原则,包括具有足够的剩余储量、具有较高的初始产量、目前产量低于预期、与邻井具有合理井距等,具有重复压裂潜力。由于井距较远为 400 m,水平井之间存在大面积未动用区域,拟在 3 口老井之间钻 2 口加密井 C1 井和 C2井,加密后井距为200 m(图1)。为了提高单井产量和区块储量动用程度,同时防止加密井水力裂缝向低压区域非均匀扩展,先对老井
14、 A1 井、B1 井、B2 井进行重复压裂,然后对加密井进行压裂投产。不同的老井重复压裂时机,或者加密井投产时机增产效果不同,因此需要进行重复压裂时机优化。B2C1()加密井B1C2()加密井A1图1井组井位分布Fig.1 Well locations of the pattern168第 42 卷 第 2 期任广聪 等:准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化2初次压裂产能模型2.1裂缝模型基于测井剖面计算的实际三维地应力和岩石力学模型,地层孔隙压力为 3746 MPa,最小水平主应力为 4560 MPa,最大水平主应力为 6083 MPa,弹 性 模 量 为 3846 GPa,泊
15、 松 比 为0.240.3,水平应力差为 1525 MPa。目的区块水平主应力差大,不利于形成复杂缝网。考虑致密砾岩油藏的强非均质性,利用非常规裂缝模型(UFM)进行裂缝扩展模拟,UFM 模型与传统拟 3D 模型假设一致,耦合了流体流动和固体弹性变形,可考虑复杂缝网形态18。2.1.1缝内流动方程将裂缝内流体考虑为幂律流体在平板内的层流,满足泊肃叶定律,即|ps=-01w 2n+1qHfl|qHfln-10=2k()nn()4n+2nn()n=1Hfl()w(z)w 2n+1ndz(1)式中:p流体压力,MPa;s到裂缝的距离,m;w 平均缝宽,cm;n流体幂律指数;q裂缝内流体流量,m3/m
16、in;Hfl裂缝内流体高度,m;k稠度指数;w(z)深度z处 的 缝 宽,cm;z 裂 缝 任 意 深 度,m;0、()n与流动相关的系数。2.1.2物质平衡方程物质平衡条件由连续性方程给出,即qs+()Hflw t+2hLCLt-0(s)=0,t 0(s)(2)同时满足条件0tQ(t)dt=0L(t)Hw ds+0L(t)0t2hLCLt-0(s)dtds(3)各张开射孔的排量之和与注入排量相等,即qi(t)=Q(t),i=1,2,Nperf(4)式 中:t 时 间,s;hL 滤 失 高 度,m;CL综合滤失系数,m/min0.5;0(s)裂缝单元 流 体 进 入 的 时 间,s;Q(t)泵
17、 注 排 量,m3/min;L(t)时间t时的裂缝长度,m;H裂缝高度,m;qi第 i 个射孔的流体流量,m3/min;Nperf射孔数。2.1.3缝宽对于最小水平主应力不均一的地层,垂直裂缝的缝宽计算公式为w(x,y,z)=w(p(x,y),H,z)(5)在裂缝尖端位置有p=n,w=0(6)式中:x空间横坐标,m;y空间纵坐标,m;n正应力,MPa。2.1.4缝高垂直方向的流体流动和压力梯度忽略不计,有p=pcp+fg(hcp-z)(7)式中:pcphcp处的压力,MPa;f裂缝内流体密度,g/cm3;g重力加速度,m/s2;hcp裂缝底端至射孔点的参考距离,m。A1 井初次压裂为单段单簇工
18、艺,平均单段液量为 300 m3,施工排量为 3.54.0 m3/min,全程使用交联液,黏度为 200 mPas;B1井初次压裂为单段 3簇工艺,平均单段液量为 700 m3,施工排量为812 m3/min,前置液为滑溜水,黏度为 3 mPas,冻胶携砂,黏度为 130 mPas;B2井初次压裂为单段 3簇工艺,平均单段液量为 800 m3,施工排量为10 m3/min,前置液为滑溜水,黏度为 3 mPas,冻胶携砂,黏度为130 mPas。模拟结果表明,裂缝形态以单一简单缝为主,由于 A1 井水力压裂用液强度低,裂缝规模较小,A1 井裂缝半长为 66.5100.4 m,缝宽为 0.321.
19、19 cm,缝高为 38.456.6 m;B1 井和 B2 井由于地层条件和施工工艺相似,初次压裂参数接近,裂缝半长为 80120 m,缝宽为 0.401.50 cm,缝高为31.060.5 m。2.2产能数值模型根据初次裂缝形态和参数,基于玛湖油田砾岩油藏实际三维属性建立水平井组产能模型,物性参数与区块整体略有不同:油层平均渗透率 0.2310-3 m2,孔隙度7.00%,初始压力42.1 MPa,初始含油饱和度41%。为适应水力裂缝形态,采用非结构化网格,通过局部加密等效水力裂缝,网格划分如图2所示。建立油水 2 项黑油模型,考虑应力敏感的影响,敏感性实验结果如图3所示;油水相渗曲线和16
20、92023 年大庆石油地质与开发毛管力曲线如图 4、图 5 所示。初次压裂入井压裂液对于地层压力和含水饱和度产生很大影响19,因此使用 Intersect油藏数值模拟器,先模拟注入和闷井过程,以考虑未返排压裂液对地层的作用,然后进行生产历史拟合以验证产能模型正确性。以 A1 井为例,根据压力拟合产量,拟合油水日产量如图6所示,拟合效果较好,说明建立的产能模型较为可靠。3重复压裂产能模型3.1裂缝模型由于初次压裂和长时间生产,导致初次裂缝诱导应力和生产诱导应力的产生,另外,为了防止重复压裂老井 2 次裂缝扩展不可控,3 口老井均进行压前注水补充能量,注入制度为在低于破裂压力的前提下,尽可能快速注
21、入,注入量与地层亏空量保持一致。上述情况导致重复压裂前,地应力场更加复杂,对2次裂缝扩展产生很大影响,因此使用单向耦合方法20,计算了重复压裂前井组地应力场分布,结果如图7所示。由于长期生产、初次裂缝张开以及压前注水增能多重作用,水平应力相比于初始有所增加。初次0180360540720020406080日产量/m3时间/d实际日产油量计算日产油量实际日产水量计算日产水量图6油水日产量历史拟合Fig.6 History matching of oil and gas daily production图2非结构化生产网格Fig.2 Unstructured production grid2610
22、1418220.040.080.120.160.2净围压/MPa0.020.060.10.140.18渗透率/(10 m)-32图3应力敏感实验曲线Fig.3 Stress sensitive curve4550556065707500.10.20.30.40.5含水饱和度/%油相水相相对渗透率图4油水相渗曲线Fig.4 Oil and gas relative permeability curve010203040506070毛管力/MPa汞饱和度/%退汞进汞102101100101-10-210-38010090图5毛管压力曲线Fig.5 Capillary pressure curve1
23、70第 42 卷 第 2 期任广聪 等:准噶尔盆地玛湖凹陷砾岩油藏水平井组重复压裂时机优化裂缝张开和压前注水增能引起应力绝对值增加,长期生产导致应力绝对值减小,其中最大水平主应力和最小水平主应力均同时增加或减小,但是幅度不同,从而导致应力差发生更小幅度的改变。长期生产和裂缝张开都会导致应力差降低,但是注水增能会导致水平应力差增加,因此多种因素叠加,相对水平应力差变化很小。相比于初始地应力场,目前最小水平主应力为 5065 MPa,最大水平主应力为 6785 MPa。同样基于 UFM 模型进行 2 次裂缝扩展模拟,在进行 2 次裂缝扩展模拟时,为考虑 2次裂缝遇初次裂缝后的延伸形态,将初次裂缝视
24、为已存在的裂缝体,从而借助于初次裂缝的几何形态,使 2 次裂缝延伸形态更接近实际情况。2 次裂缝包括老缝重压和初次裂缝之间补孔新缝,同时模拟加密井投产水力裂缝。3.2产能数值模型重复压裂后,初次射孔原位置重压的老缝和初次射孔之间补孔的新缝同时参与生产(图 8)。本文旨在研究重复压裂时机对井组产能的影响,因此重复压裂产能属性模型分布需为初次压裂生产至设定重复压裂时间点并注水增能后的饱和度、压力场。A1井、B1井、B2井增能并重复压裂,重复压裂方式为老缝重压和补孔压新缝,加密井 C1 井、C2 井压裂投产,生成加密的裂缝网格时,初次裂缝和 2 次裂缝均为水力裂缝处理,生成非结构化网格。4不考虑加密
25、井的重复压裂产能预测仅考虑老井 A1 井、B1 井、B2 井生产的前提下,模拟不同重复压裂时机下的累计产油量,优化最优重复压裂时机。其中 A1 井累计生产 10 a,B1井、B2井累计生产8 a。4.1单井以 A1 井、B1 井、B2 井为例,讨论考虑邻井生产影响下的单井重复压裂时机。A1 井不重复压裂时,10 a 累计产油量为 30 372 m3(图 9)。A1 井投产后第 4 年重复压裂,并再次生产 6 a 后的累计产油量最高,为 48 408 m3,相比于不重复压裂,增油18 036 m3,增幅59%。投产后第3年重复压裂与投产后第 4 年的最终累计产油量接近(图 10),为48 354
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