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子北油田生产油藏压裂工艺及毛家河油区油藏评价

子北油田主要采用滚动开发模式，对工业油流井进行勘探，对井周围的生产井进行评价，因此单井压裂工艺有多种类型。总结了多年的压裂技术，主要采用多缝压裂、多层压裂、多层砂压裂、位移压裂、水压裂、空压裂等，压裂技术相对丰富。这五年的压裂情况(见表1)。

据统计,油区70%采用多级加砂压裂,区域边缘底水发育井采用了多级加砂压裂和堵水压裂工艺,可以有效的解决区内油藏变化快,底水活跃的油井压裂问题。近几年,针对不同油层采取不同的加砂方式,在一定程度上确保了压裂效果。

1子北油气藏水位不足,地层压力下降

其一投产新井递减快,平均油井在投产后三个月进入相对比较平稳的产油期,初周月日产部分井可达10m3以上,但进入稳产后只有2~3m3左右。其二新开发区块,油井少或者单一打开层位情况下,油井高产期时间相对较长。其三,部分油井压裂含水上升较快。

根据油井生产动态和各种监测判断,子北油井主要靠天然能量驱动,地层原始压力不足;已开发区地层压力下降快,驱动能量不足;注水区水驱不均,局部区块有指进现象;压裂重点放在了油井单井压裂设计及工艺应用上,缺乏油田开发整体性,对已开发区块和边缘井改造不明显。

2井网地层及油质

该区圈定含油富集区17平方千米。现有钻成油水井142口,其中注水井36口,均钻达长6底部,个别井钻穿长7黑页岩,油藏埋深在800m左右,含油层位为长4+5、长61、长62,采用200×200的正方形反九点井网。通过类比,在子北具有较强的代表性,油田区域较为封闭、独立,油水井全部未投产开发。

3毛家河示范区的全球发展思路

3.1油气藏地质条件

毛家河油区是子北采油厂涧峪岔长6油藏在东北方向的延伸,主要含油层系为长6,部分井长4+5有显示,地理位置在子长县涧峪岔镇与南沟岔镇交界处,其外围是子洲县槐树岔乡。油区属于常温低压油藏,压力梯度为7.85kPa/m,气油比为15m3/t,原始地层压力为6.28MPa,压力系数为0.8,油层平均埋深为800m,该地区的地温梯度为2.7℃/100m。

该区油藏类型为弹性—溶解气驱动的岩性油藏,属低孔、低渗、低压、低含硫中浅层岩性油藏。

该区储层为亲水储层,岩石敏感性:长6储层是弱水敏、中等盐敏、弱酸敏、弱速敏,应力敏感中等偏弱。

3.2注采井网的优化部署原则

在低渗透油田注水开发整体改造中,裂缝方位对增产效果及采收率的影响最大。由于毛家河油区天然裂缝比较发育,对注采井网的部署要充分发挥和利用裂缝的有利作用,尽可能减轻和避免裂缝的不利影响,注采井网的优化部署原则如下:

(1)储量、产量和效益相结合的原则。

(2)整体部署,抽稀井网,分步实施,保证超前注水有效实施。

(3)井网部署充分考虑主应力方向,东部探明区采用350×150m反九点法菱形井网部署,西部控制区采用300×150m正方形反九点法井网部署,井排方向平行于主应力方向NE60(见图1、图2)。

3.3确定区域注矿井设计

该区长6原始地层压力为6.28MPa,饱和压力1.1MPa,该区的合理地层压力应该保持在6.6~7.2MPa。确定区域东部注水井井口的最大压力为10.4MPa,西部控制区注水井井口最大压力为16MPa(见图3)。

毛家河科技示范区自2011年9月开始注水,截止2012年2月初,累计完成注水2.7万m3,油井平均井口压力从早期的2.23MPa上升到5.26MPa,压力恢复平稳。

3.4西部研究区单井生产状况确定

根据子北采油厂子北油田和涧峪岔油田两个区块的生产状况和该区域探井试油情况,确定该区域东部单井日产油0.6t,西部控制区单井日产油0.4t。

4毛家河区早期注水产油产量调查

提高注水井注入量是提高采油速度和延长油井压裂有效期的关键。毛家河区全年共投产新井66口,按投产阶段,将压裂参数设计分为4类(见表2)。压裂参数的调整优化,旨在探索一套最适合毛家河区压裂投产的最优化参数,最大限度的发挥油层潜能,确保早期注水开发效果。

通过产量跟踪分析,对比各井初周月产液、产油、含水及投产3个月后的产量(见表3),可以看出,A类初周月产液量最大,三个月的产油递减幅度最低,B类的产液量、产油递减幅度其次,C和D类大致相当。压裂参数的优化调整对毛家河区整体开发效果有着至关重要的意义。

5毛家河科技示范区体压裂开发现状

(1)通过毛家河油田油藏地质特点分析,毛家河前期注水开发区构造形态、油层特征、流体性质及分布状况在子北油田中具有典型的代表性,并且区域相对对立,受外界影响较小。油田