超低滲儲層水平井體積壓裂后合理燜井時間研究

王玲

中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院（遼寧 盤錦 124010）

1 概況

M區(qū)主力含油層系為三疊系延長組發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相沉積，砂體分布穩(wěn)定，厚度12～20 m，油層厚度大，但巖性致密，以細砂巖為主，發(fā)育小孔細喉型儲層，孔隙度主要分布范圍6%～16.3%，平均8.1%，滲透率0.05～1.2 10-3μm2，平均0.42×10-3μm2，屬于低孔超低滲儲層。由于儲層物性較差，射孔后無油氣顯示，直井壓后可獲得工業(yè)油流，但試采后初期日產(chǎn)油小于1 t/d，累產(chǎn)油小于500 t，效益建產(chǎn)難度大。

2020年試驗水平井體積壓裂提產(chǎn)，取得了較好效果。研究區(qū)巖石脆性指數(shù)高，為52.5%，兩項應(yīng)力差較小，為4.5 MPa，有利于大規(guī)模壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)，改善儲層流體滲流條件。初期日產(chǎn)油20 t/d，但遞減較快，月遞減率19.1%，且含水率大于60%，居高不下。針對這種情況，分析認為燜井時間起了關(guān)鍵作用。燜井時間較短，壓裂液無效采出，經(jīng)濟效益差，且未充分發(fā)揮滲吸置換作用，造成穩(wěn)產(chǎn)時間短，措施效果差；但燜井時間較長，同樣會帶來地層能量保持不足，壓裂液返排受影響等問題。因此，超低滲儲層水平井體積壓裂后燜井時間對壓裂效果影響較大。

2 油水滲吸置換特征

滲吸作用是在毛管力作用下，多孔介質(zhì)自發(fā)的吸入某種潤濕性流體進入基質(zhì)巖塊中，吸入的潤濕性流體把非潤濕性流體從基質(zhì)中驅(qū)替出去，形成潤濕相與非潤濕相置換模式，將非潤濕相置換并驅(qū)替到裂縫系統(tǒng)中，這個過程就是裂縫與基質(zhì)之間流體的交滲流動過程。水力壓裂改造使得壓裂液與儲層基質(zhì)之間獲得較大的接觸面。燜井過程中，壓裂液作為潤濕相流體在毛管力作用下被吸入較小的孔隙喉道，深入儲層深處，置換地層流體至壓裂縫網(wǎng)區(qū)，使得部分非潤濕相（原油）與壓裂液返排，形成滲吸置換作用[1-5]。

將水驅(qū)油實驗與核磁共振相結(jié)合，根據(jù)可動流體T2截止值和滲吸原理，可以定量表征可動流體中驅(qū)替量和滲吸量大小。如圖1所示，分別測試巖心飽和水狀態(tài)、束縛水狀態(tài)及殘余油狀態(tài)下T2弛豫時間譜，小于T2截止值部分的可動油（粉色區(qū)域）依靠滲吸作用采出，反映水驅(qū)過程中滲吸量的大小，大于T2截止值部分的可動油（黃色區(qū)域）依靠驅(qū)替作用采出，反映水驅(qū)過程中驅(qū)替量的大小。

圖1 M區(qū)超低滲巖心核磁共振T2馳豫時間譜分布圖

從不同滲透率巖心的可動油測試結(jié)果來看，隨著儲層滲透率的增加，孔喉半徑增加，油水流動阻力減小，但毛管力作用減弱，油水滲吸置換動力不足[6]，依靠滲吸作用采出的可動油逐漸減少，依靠驅(qū)替作用采出的可動油顯著增加，表明滲吸過程主要為小孔隙內(nèi)的油水置換，隨著滲透率的降低，滲吸作用逐漸增強（圖2）。

圖2 M區(qū)超低滲巖心不同滲透率滲吸貢獻比例圖

壓后燜井過程中，壓裂液在基質(zhì)內(nèi)實現(xiàn)油水滲吸置換作用，裂縫區(qū)附近的基質(zhì)儲層內(nèi)飽和度重新排列，原油集中在裂縫周圍，裂縫中的含水飽和度逐漸降低，基質(zhì)中含水飽和度逐漸升高，最終壓裂液置換出儲層中的原油，起到“增油”的作用，主要表現(xiàn)為多尺度裂縫-基質(zhì)非線性滲流特征和滲吸置換特征，總體呈現(xiàn)復(fù)合滲流特點。

3 水平井體積壓裂后合理燜井時間研究

壓后燜井能夠充分利用油水滲吸置換作用，提高入地液利用率，開井后排液期較短，能夠快速見油，且有效降低含水。由于滲吸作用受儲層物性影響較大，水平井體積壓裂后燜井時間不能一概而論。針對M區(qū)塊儲層條件，從理論公式計算、巖心實驗、礦場實踐等方面進行綜合論證，以提高油井產(chǎn)量、減少燜井占井時間、提高新井產(chǎn)能貢獻率為目標，優(yōu)化M區(qū)水平井體積壓裂后合理燜井時間為30～40 d。

3.1 理論公式計算

水平井體積壓裂后壓裂液進入天然裂縫及人工縫，基質(zhì)滲透率較低，壓裂液短時間不能運移到基質(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)格切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)部壓力仍然保持在原始地層壓力水平。

在壓后燜井過程中，壓裂液由裂縫向基質(zhì)內(nèi)部進行滲流和滲吸[7-9]，隨著燜井時間增加，改造區(qū)基質(zhì)內(nèi)壓力逐漸增加，說明關(guān)井過程中主要是壓力由裂縫網(wǎng)格向被其切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)傳播。因此，可以將合理關(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[10]。

壓裂液由裂縫向基質(zhì)滲流平均速度。

式中：V為平均滲流速度，m/s；Km為基質(zhì)滲透率，10-3μm2；μ為流體黏度，mPa·s；P1為壓裂后裂縫壓力，Pa；P2為基質(zhì)壓力，Pa；L為裂縫到基質(zhì)之間的距離，m；G為啟動壓力梯度，MPa/m。

流體由裂縫滲流到基質(zhì)巖石的時間為t。

將式（1）代入式（2），得

M區(qū)水平井采用細分切割體積壓裂，平均簇間距16 m，那么壓裂縫控制基質(zhì)巖塊距離L取值8 m，μ取值3.56 mPa·s；Km取值0.42×10-3μm2，P1取壓后停泵壓力16.0 MPa，P2取原始地層壓力14 MPa，G取值0.03 MPa/m。將各參數(shù)取值代入公式（3），計算得壓裂后理論燜井時間為23.3 d。

3.2 巖心滲吸實驗

應(yīng)用核磁共振及成像系統(tǒng)，開展了水平井巖心靜態(tài)滲吸實驗。選取M區(qū)儲層典型基質(zhì)巖心，模擬地層條件下油水滲吸實驗，模擬油的黏度為3.56 mPa·s，實驗所用水為現(xiàn)場地層水。將巖心抽真空飽和模擬油，50℃條件下進行加壓，由于實驗所用巖心較小，當外界壓力達到5 MPa時，足以突破巖心內(nèi)部的啟動壓力梯度，在此條件下，將巖心浸入水中完成油水滲吸并記錄結(jié)果，以15 d為一個周期，考察滲吸置換隨時間變化情況。應(yīng)用核磁共振及成像系統(tǒng)，對生成的圖像及譜圖進行分析（圖3）。結(jié)果表明：巖心在滲吸開始初期，短時間內(nèi)保持較高的滲吸速度，前兩個周期內(nèi)飽和度發(fā)生了巨大變化；進入第三個周期滲吸作用逐漸減弱，油水置換基本達到穩(wěn)定狀態(tài)。

圖3 M區(qū)巖心滲吸實驗核磁共振飽和度分布圖

3.3 數(shù)值模擬研究

根據(jù)M區(qū)典型的油藏地質(zhì)特征，采用CMG軟件IMEX模塊建立水力壓裂靈活井模型。模型采用50 m×50 m的網(wǎng)格。數(shù)值模型參數(shù)具體為：油藏溫度50℃，原始油藏壓力14 MPa，油層厚20 m，埋深1 800 m，地面原油密度0.834 g/cm3，油藏條件原油黏度3.56 mPa·s，基質(zhì)孔隙度0.81，基質(zhì)滲透率0.42×10-3μm2，水平段長度1 200 m，細分15段，單段分5簇壓裂，半縫長150 m，裂縫導(dǎo)流能力20×10-3μm2·m。為確定較合理的燜井時間，對不同燜井時間含油飽和度變化情況進行了對比研究（圖4）。結(jié)果表明：燜井30 d時，由于滲吸作用，壓裂液侵入基質(zhì)距離為0.2 m，超過30 d，含油飽和度變化緩慢；40 d時壓裂液侵入基質(zhì)距離為0.22 m，較30 d僅增加0.02 m；因此，從數(shù)值模擬含油飽和度變化情況分析，M區(qū)最佳燜井時間為30 d。

圖4 不同燜井時間含油飽和度分布圖

3.4 礦場實踐

3.4.1 燜井時間與井口壓力變化關(guān)系

統(tǒng)計M區(qū)5口水平井，平均水平段長度1 193m，油層鉆遇率93.4%，采用水力泵送橋塞分段多簇體積壓裂工藝，井均壓裂15.2段，排量13.0 m3/min，加砂量1 491 m3，入地液量17 003 m3。細分切割體積壓裂融合二次、三次采油理念，壓燜驅(qū)一體化，利用縫間彈性驅(qū)動和油水滲吸置換補充地層能量，初期平均穩(wěn)定日產(chǎn)油12.8 t/d。對比5口井壓后井口壓力隨燜井時間變化情況（圖5），可以發(fā)現(xiàn)，燜井前10 d，井口壓力下降較快，平均壓降速率8.5%，超過10 d之后，壓力緩慢下降，10～40 d，壓降速率僅為2.1%，超過40 d之后，壓力趨于平穩(wěn)。

圖5 M區(qū)體積壓裂水平井井口壓力隨燜井時間變化關(guān)系

3.4.2 燜井時間對油井產(chǎn)量影響

水平井大規(guī)模體積壓裂入地液量在造縫的同時，對地層進行了超前補能[11-13]，有效提高了地層壓力水平。據(jù)公式計算，水平井水平段長度1 200 m，壓裂入地液量為2.3萬m3，地層壓力系數(shù)由0.8上升到1.2，彌補了天然能量不足的劣勢。但壓后燜井時間如果過長，入地液能量會逐漸向外圍驅(qū)替，導(dǎo)致井控邊界壓力在達到高峰值后，隨著壓裂液波及范圍增大而呈現(xiàn)下降趨勢，不利于油井產(chǎn)量提升。統(tǒng)計M區(qū)生產(chǎn)滿1年的14口水平井首年累產(chǎn)油與燜井時間關(guān)系（圖6），壓后燜井30～50 d左右，油井產(chǎn)量相對較高，燜井時間超過40 d，油井累產(chǎn)油隨時間延長呈現(xiàn)下降趨勢。

圖6 M區(qū)水平井首年累產(chǎn)油與燜井時間關(guān)系

4 結(jié)論及建議

1）超低滲儲層存在滲吸特征，且隨著滲透率的降低，滲吸作用逐漸增強。水平井體積壓裂后燜井過程中，壓裂液在基質(zhì)內(nèi)實現(xiàn)油水滲吸置換作用，裂縫區(qū)附近的基質(zhì)儲層內(nèi)飽和度重新排列，最終壓裂液置換出儲層中的原油。

2）水平井體積壓裂后燜井時間對產(chǎn)量影響較大。燜井時間較短，未充分發(fā)揮滲吸置換作用，壓裂液無效采出，穩(wěn)產(chǎn)時間短，措施效果差；但燜井時間較長，入地液能量會逐漸向外圍驅(qū)替，不利于油井產(chǎn)量提升。

3）合理燜井時間受儲層物性影響，根據(jù)M區(qū)儲層物性特征，為保證水平井體積壓裂效果，同時減少燜井占井時間，合理的燜井時間為30～40 d。

4）合理燜井時間因井制宜，建議水平井體積壓裂后燜井過程中同時監(jiān)測井口壓力及入地液體離子含量變化特征，壓力、離子濃度變化趨于穩(wěn)定，即可開井放噴。