超低渗油藏老井体积压裂技术研究与应用

发布时间：2021-06-25 06:22

　　近年来,超低渗透油藏开发普遍面临储层致密和注水不见效导致的油井连片低产问题。文章在剖析储层地质特征和油藏开发现状的基础上,结合注水井网和剩余油分布特征,利用数值模拟和生产动态等方法进行了地应力变化研究和增产潜力分析,提出了油井以增加裂缝带宽为主要目标的体积压裂设计思路,形成了"全程多级暂堵+体积改造"相结合的重复压裂工艺。现场应用表明,增油量是常规重复压裂效果的2倍以上,且后续稳产效果明显,为超低渗透油藏提高单井产量提供了技术借鉴。 

【文章来源】：钻采工艺. 2020,43(02)北大核心

【文章页数】：5 页

【部分图文】：

应力差随生产时间变化图

微地震监测结果表明，与普通重复压裂相比，体积压裂改造技术可以有效增加裂缝带长和带宽[9-11]。生产测试统计结果表明，大部分井措施后产油量递减依然较快，证明形成的裂缝带宽不足以建立起有效的油水井驱替系统。同时，随着裂缝带长的增加，油井见水风险增加，措施后易导致含水率上升。如图3数值模拟结果表明，超低渗油藏带宽增加40～60 m、带长增加20～70 m，可提高采出程度3%～4%，开发5年的油井最优裂缝带宽为80～100 m。因此在既有井网条件下，需要进一步提升裂缝净压力，开启侧向新缝，增加侧向裂缝带宽，提高裂缝复杂程度。图3 不同改造工艺模拟对比图

图2 不同裂缝条件下的产油量对比图综合岩石力学条件和长期注采条件下的应力变化，现今储层应力差与抗张强度之和约4.5～8.5MPa。如图4所示，通过该区域储层岩石破坏条件研究表明，产生新缝增加裂缝带宽所需克服的裂缝净压力值要求较高。裂缝内的净压力可以根据Notle(1991)年考虑端部效应和弹性断裂力学条件下的净压力方程进行表征[12]。在一定的储层条件下，提升裂缝净力可控的施工条件主要为增加施工排量。因此，要实现5 MPa以上的裂缝缝内净压力，需要施工排量≥10 m3/min以上，这在现场实施过程中受到了井筒、设备、环境等多方面因素的制约。

【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：3248679