超低渗储层水平井体积压裂后合理焖井时间研究
时间：2023-01-17 20:00:10 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
王玲
中国石油辽河油田分公司 勘探开发研究院（辽宁 盘锦 124010）
M区主力含油层系为三叠系延长组发育辫状河三角洲前缘亚相沉积，砂体分布稳定，厚度12～20 m，油层厚度大，但岩性致密，以细砂岩为主，发育小孔细喉型储层，孔隙度主要分布范围6%～16.3%，平均8.1%，渗透率0.05～1.2 10-3μm2，平均0.42×10-3μm2，属于低孔超低渗储层。由于储层物性较差，射孔后无油气显示，直井压后可获得工业油流，但试采后初期日产油小于1 t/d，累产油小于500 t，效益建产难度大。
2020年试验水平井体积压裂提产，取得了较好效果。研究区岩石脆性指数高，为52.5%，两项应力差较小，为4.5 MPa，有利于大规模压裂形成复杂缝网，改善储层流体渗流条件。初期日产油20 t/d，但递减较快，月递减率19.1%，且含水率大于60%，居高不下。针对这种情况，分析认为焖井时间起了关键作用。焖井时间较短，压裂液无效采出，经济效益差，且未充分发挥渗吸置换作用，造成稳产时间短，措施效果差；
但焖井时间较长，同样会带来地层能量保持不足，压裂液返排受影响等问题。因此，超低渗储层水平井体积压裂后焖井时间对压裂效果影响较大。
渗吸作用是在毛管力作用下，多孔介质自发的吸入某种润湿性流体进入基质岩块中，吸入的润湿性流体把非润湿性流体从基质中驱替出去，形成润湿相与非润湿相置换模式，将非润湿相置换并驱替到裂缝系统中，这个过程就是裂缝与基质之间流体的交渗流动过程。水力压裂改造使得压裂液与储层基质之间获得较大的接触面。焖井过程中，压裂液作为润湿相流体在毛管力作用下被吸入较小的孔隙喉道，深入储层深处，置换地层流体至压裂缝网区，使得部分非润湿相（原油）与压裂液返排，形成渗吸置换作用[1-5]。
将水驱油实验与核磁共振相结合，根据可动流体T2截止值和渗吸原理，可以定量表征可动流体中驱替量和渗吸量大小。如图1所示，分别测试岩心饱和水状态、束缚水状态及残余油状态下T2弛豫时间谱，小于T2截止值部分的可动油（粉色区域）依靠渗吸作用采出，反映水驱过程中渗吸量的大小，大于T2截止值部分的可动油（黄色区域）依靠驱替作用采出，反映水驱过程中驱替量的大小。
图1 M区超低渗岩心核磁共振T2驰豫时间谱分布图
从不同渗透率岩心的可动油测试结果来看，随着储层渗透率的增加，孔喉半径增加，油水流动阻力减小，但毛管力作用减弱，油水渗吸置换动力不足[6]，依靠渗吸作用采出的可动油逐渐减少，依靠驱替作用采出的可动油显著增加，表明渗吸过程主要为小孔隙内的油水置换，随着渗透率的降低，渗吸作用逐渐增强（图2）。
图2 M区超低渗岩心不同渗透率渗吸贡献比例图
压后焖井过程中，压裂液在基质内实现油水渗吸置换作用，裂缝区附近的基质储层内饱和度重新排列，原油集中在裂缝周围，裂缝中的含水饱和度逐渐降低，基质中含水饱和度逐渐升高，最终压裂液置换出储层中的原油，起到“增油”的作用，主要表现为多尺度裂缝-基质非线性渗流特征和渗吸置换特征，总体呈现复合渗流特点。
压后焖井能够充分利用油水渗吸置换作用，提高入地液利用率，开井后排液期较短，能够快速见油，且有效降低含水。由于渗吸作用受储层物性影响较大，水平井体积压裂后焖井时间不能一概而论。针对M区块储层条件，从理论公式计算、岩心实验、矿场实践等方面进行综合论证，以提高油井产量、减少焖井占井时间、提高新井产能贡献率为目标，优化M区水平井体积压裂后合理焖井时间为30～40 d。
3.1 理论公式计算
水平井体积压裂后压裂液进入天然裂缝及人工缝，基质渗透率较低，压裂液短时间不能运移到基质内部。大量压裂液的存在使得改造区缝网内压力明显升高，而被裂缝网格切割的基质岩块内部压力仍然保持在原始地层压力水平。
在压后焖井过程中，压裂液由裂缝向基质内部进行渗流和渗吸[7-9]，随着焖井时间增加，改造区基质内压力逐渐增加，说明关井过程中主要是压力由裂缝网格向被其切割的基质岩块内传播。因此，可以将合理关井时间转换为求解裂缝内压裂液渗流到基质岩块内部中心需要的时间[10]。
压裂液由裂缝向基质渗流平均速度。
式中：V为平均渗流速度，m/s；
Km为基质渗透率，10-3μm2；
μ为流体黏度，mPa·s；
P1为压裂后裂缝压力，Pa；
P2为基质压力，Pa；
L为裂缝到基质之间的距离，m；
G为启动压力梯度，MPa/m。
流体由裂缝渗流到基质岩石的时间为t。
将式（1）代入式（2），得
M区水平井采用细分切割体积压裂，平均簇间距16 m，那么压裂缝控制基质岩块距离L取值8 m，μ取值3.56 mPa·s；
Km取值0.42×10-3μm2，P1取压后停泵压力16.0 MPa，P2取原始地层压力14 MPa，G取值0.03 MPa/m。将各参数取值代入公式（3），计算得压裂后理论焖井时间为23.3 d。
3.2 岩心渗吸实验
应用核磁共振及成像系统，开展了水平井岩心静态渗吸实验。选取M区储层典型基质岩心，模拟地层条件下油水渗吸实验，模拟油的黏度为3.56 mPa·s，实验所用水为现场地层水。将岩心抽真空饱和模拟油，50℃条件下进行加压，由于实验所用岩心较小，当外界压力达到5 MPa时，足以突破岩心内部的启动压力梯度，在此条件下，将岩心浸入水中完成油水渗吸并记录结果，以15 d为一个周期，考察渗吸置换随时间变化情况。应用核磁共振及成像系统，对生成的图像及谱图进行分析（图3）。结果表明：岩心在渗吸开始初期，短时间内保持较高的渗吸速度，前两个周期内饱和度发生了巨大变化；
进入第三个周期渗吸作用逐渐减弱，油水置换基本达到稳定状态。
图3 M区岩心渗吸实验核磁共振饱和度分布图
3.3 数值模拟研究
根据M区典型的油藏地质特征，采用CMG软件IMEX模块建立水力压裂灵活井模型。模型采用50 m×50 m的网格。数值模型参数具体为：油藏温度50℃，原始油藏压力14 MPa，油层厚20 m，埋深1 800 m，地面原油密度0.834 g/cm3，油藏条件原油黏度3.56 mPa·s，基质孔隙度0.81，基质渗透率0.42×10-3μm2，水平段长度1 200 m，细分15段，单段分5簇压裂，半缝长150 m，裂缝导流能力20×10-3μm2·m。为确定较合理的焖井时间，对不同焖井时间含油饱和度变化情况进行了对比研究（图4）。结果表明：焖井30 d时，由于渗吸作用，压裂液侵入基质距离为0.2 m，超过30 d，含油饱和度变化缓慢；
40 d时压裂液侵入基质距离为0.22 m，较30 d仅增加0.02 m；
因此，从数值模拟含油饱和度变化情况分析，M区最佳焖井时间为30 d。
图4 不同焖井时间含油饱和度分布图
3.4 矿场实践
3.4.1 焖井时间与井口压力变化关系
统计M区5口水平井，平均水平段长度1 193m，油层钻遇率93.4%，采用水力泵送桥塞分段多簇体积压裂工艺，井均压裂15.2段，排量13.0 m3/min，加砂量1 491 m3，入地液量17 003 m3。细分切割体积压裂融合二次、三次采油理念，压焖驱一体化，利用缝间弹性驱动和油水渗吸置换补充地层能量，初期平均稳定日产油12.8 t/d。对比5口井压后井口压力随焖井时间变化情况（图5），可以发现，焖井前10 d，井口压力下降较快，平均压降速率8.5%，超过10 d之后，压力缓慢下降，10～40 d，压降速率仅为2.1%，超过40 d之后，压力趋于平稳。
图5 M区体积压裂水平井井口压力随焖井时间变化关系
3.4.2 焖井时间对油井产量影响
水平井大规模体积压裂入地液量在造缝的同时，对地层进行了超前补能[11-13]，有效提高了地层压力水平。据公式计算，水平井水平段长度1 200 m，压裂入地液量为2.3万m3，地层压力系数由0.8上升到1.2，弥补了天然能量不足的劣势。但压后焖井时间如果过长，入地液能量会逐渐向外围驱替，导致井控边界压力在达到高峰值后，随着压裂液波及范围增大而呈现下降趋势，不利于油井产量提升。统计M区生产满1年的14口水平井首年累产油与焖井时间关系（图6），压后焖井30～50 d左右，油井产量相对较高，焖井时间超过40 d，油井累产油随时间延长呈现下降趋势。
图6 M区水平井首年累产油与焖井时间关系
1）超低渗储层存在渗吸特征，且随着渗透率的降低，渗吸作用逐渐增强。水平井体积压裂后焖井过程中，压裂液在基质内实现油水渗吸置换作用，裂缝区附近的基质储层内饱和度重新排列，最终压裂液置换出储层中的原油。
2）水平井体积压裂后焖井时间对产量影响较大。焖井时间较短，未充分发挥渗吸置换作用，压裂液无效采出，稳产时间短，措施效果差；
但焖井时间较长，入地液能量会逐渐向外围驱替，不利于油井产量提升。
3）合理焖井时间受储层物性影响，根据M区储层物性特征，为保证水平井体积压裂效果，同时减少焖井占井时间，合理的焖井时间为30～40 d。
4）合理焖井时间因井制宜，建议水平井体积压裂后焖井过程中同时监测井口压力及入地液体离子含量变化特征，压力、离子浓度变化趋于稳定，即可开井放喷。
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