LH油田底水發(fā)育儲(chǔ)層壓裂方式模擬研究

程 佳,宋愛莉,孫常偉,江任開,谷 悅

(1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518067;2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司,天津 300452)

0 引言

隨著增產(chǎn)技術(shù)發(fā)展,碳酸鹽巖儲(chǔ)層壓裂方式向多元化發(fā)展。除酸壓外,水力壓裂和控縫高壓裂工藝也成為碳酸鹽巖儲(chǔ)層中常見的增產(chǎn)措施。

LH油田位于南海東部區(qū)塊,其中X區(qū)屬于礁灰?guī)r儲(chǔ)層,各小層微相以粒屑灘為主,生物礁不太發(fā)育,巖性為碳酸鹽巖,底水發(fā)育,產(chǎn)油能力較差。酸壓、壓裂和控縫高壓裂工藝在塔河、大牛地及印尼Krisna油田均有應(yīng)用,但LH油田X區(qū)塊未進(jìn)行過儲(chǔ)層改造,與其他各油田在儲(chǔ)層條件上有所差別,因此需對(duì)其使用的儲(chǔ)層改造工藝進(jìn)行論證[1-4]。

1 地質(zhì)條件分析

1.1 可壓性分析

表1所示為對(duì)LH油田X儲(chǔ)層巖石礦物成分的分析?？梢钥闯鍪⒑繛?%～2%,方解石含量為94%～97%,黏土礦物含量為2%～4%,其中石英和方解石為脆性巖石,黏土礦物為非脆性巖石。根據(jù)礦物成分分析法,無因次脆性指數(shù)為脆性巖石含量與全部礦物成分的比值,因此計(jì)算出LH油田X儲(chǔ)層無因次脆性指數(shù)為0.9～1.0,脆性指數(shù)強(qiáng),符合酸壓及其他壓裂儲(chǔ)層基礎(chǔ)條件,具備可壓性。

表1 X儲(chǔ)層巖石礦物成分分析Table 1 Analysis of rock mineral composition in X reservoir

1.2 縫洞底水發(fā)育情況

LH油田X區(qū)平均有效孔隙度為10.18%～21.03%,滲透率為17.84～89.74 mD,物性隔夾層內(nèi)裂縫較發(fā)育,底水距離儲(chǔ)層20～30 m。為確認(rèn)底水溝通難易程度,對(duì)X區(qū)儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度進(jìn)行分析,結(jié)果見表2。由表2可知,X儲(chǔ)層裂縫以低阻充填縫為主,裂縫長度為3～5 m/條,裂縫密度為2～5條/m,裂縫走向多為北西—南東向,主要發(fā)育低-中角度縫,縱向上連通性相對(duì)較差。碳酸鹽巖儲(chǔ)層一般分為3類,Ⅰ類儲(chǔ)層為溶洞裂縫發(fā)育,適合酸壓;Ⅱ類儲(chǔ)層溶洞及裂縫發(fā)育,適合大規(guī)模酸壓及低濃度加砂壓裂;Ⅲ類儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度低,適合加砂壓裂及深度酸壓。研究區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育天然裂縫,物性較差,儲(chǔ)層性質(zhì)接近Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層,具有一定壓裂或酸壓改造基礎(chǔ)條件,但儲(chǔ)層天然裂縫發(fā)育,裂縫延伸不易控制,存在溝通底水風(fēng)險(xiǎn)。

表2 X儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度Table 2 Development degree of fractures in X reservoir

1.3 隔層情況

根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊測(cè)井解釋結(jié)果,采用GOHFER軟件計(jì)算儲(chǔ)層巖石力學(xué)參數(shù)并描繪地應(yīng)力曲線,根據(jù)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)結(jié)果(靜態(tài)楊氏模量及泊松比),校正后得到水平最小主應(yīng)力曲線;計(jì)算破裂壓力,可看出各層無應(yīng)力隔層,地質(zhì)條件中無應(yīng)力隔層,下部7小層底水發(fā)育;結(jié)合無巖性隔層,選擇壓裂方式時(shí)應(yīng)注意縫高發(fā)育以防止溝通底水。巖石力學(xué)參數(shù)分析見表3。

表3 巖石力學(xué)參數(shù)分析Table 3 Analysis of rock mechanics parameters

總體來說,LH油田X區(qū)塊儲(chǔ)層低孔低滲,脆性強(qiáng),具備酸壓和壓裂改造條件,但裂縫和底水發(fā)育,無巖性隔層,選擇壓裂工藝過程中應(yīng)控制縫高發(fā)育。

2 壓裂工藝模擬研究

2.1 酸壓工藝

酸壓改造可以溶蝕儲(chǔ)層形成非均勻刻蝕溝槽,是碳酸鹽巖儲(chǔ)層常用的儲(chǔ)層改造工藝。LH油田X儲(chǔ)層底水發(fā)育及裂縫發(fā)育,為了研究酸壓工藝在該區(qū)塊的適用性,考慮實(shí)際地層物性,通過降低施工規(guī)?？刂屏芽p縫高發(fā)育,選擇0.5～2.0 m3/min小排量、60 m3酸液的小規(guī)模酸壓工藝進(jìn)行模擬,模擬結(jié)果如圖1所示。由圖1可知,在裂縫發(fā)育并且沒有巖性隔層的條件下,小排量、小規(guī)模酸壓中由于酸液與碳酸鹽巖反應(yīng)劇烈,形成蚓孔,造成酸液濾失,酸蝕裂縫縫長隨施工規(guī)模降低而減小;由于裂縫發(fā)育,上下儲(chǔ)層溝通嚴(yán)重,隨著施工排量的降低,縫高基本不變。

圖1 酸蝕裂縫形態(tài)與排量的關(guān)系Fig.1 Relationship between acid etched fracture morphology and displacement

0.5 m3/min排量下酸蝕裂縫形態(tài)如圖2所示。采用最低排量0.5 m3/min的情況下,酸蝕縫高約為90 m,遠(yuǎn)高于儲(chǔ)層與底水間的距離20～30 m,會(huì)突破儲(chǔ)層溝通底水。綜合分析可知,酸壓模擬過程中,動(dòng)態(tài)裂縫擴(kuò)展為縫長120 m以上,縫高90 m以上,但由于無巖性隔層存在,裂縫縱向擴(kuò)展不受控制,并且天然裂縫發(fā)育,酸液在縱向上與巖石的反應(yīng)進(jìn)一步消耗酸液在橫向上的有效作用距離,形成酸蝕縫高遠(yuǎn)高于酸蝕縫長的結(jié)果,并且酸蝕縫高90 m,遠(yuǎn)高于距底水距離20～30 m,因此經(jīng)過模擬,小規(guī)模酸壓工藝不適用于LH油田X儲(chǔ)層。

圖2 0.5 m3/min排量下酸蝕裂縫形態(tài)Fig.2 The morphology of acid corrosion cracks at 0.5 m3/min displacement

2.2 水力壓裂工藝

由酸壓模擬結(jié)果看出,LH油田X儲(chǔ)層如果采用酸壓工藝,酸蝕裂縫高度不易控制。按照同樣思路,通過降低施工規(guī)模,控制裂縫縫高發(fā)育,采用同等規(guī)模水力壓裂工藝進(jìn)行模擬,選擇0.5～2.0 m3/min小排量、76 m3壓裂液和9.1 t支撐劑的小規(guī)模酸壓工藝進(jìn)行模擬,模擬結(jié)果如圖3所示。由圖3可知,在動(dòng)態(tài)裂縫形態(tài)與酸壓基本一致的情況下,由于施工規(guī)模基本一致,水力裂縫動(dòng)態(tài)縫高和動(dòng)態(tài)縫長與酸壓基本一致,動(dòng)態(tài)縫長100～130 m,動(dòng)態(tài)縫高80～100 m,但是由于壓裂液與儲(chǔ)層不反應(yīng),液體濾失低,支撐裂縫形態(tài)擴(kuò)展得到一定程度的限制,支撐縫高降低到約42 m,支撐縫長降低到約60 m。

圖3 水力壓裂裂縫形態(tài)與排量的關(guān)系Fig.3 Relationship between fracture morphology and displacement of hydraulic fracturing

0.5 m3/min排量下水力壓裂裂縫形態(tài)如圖4所示。采用最低排量0.5 m3/min情況下,水力壓裂支撐裂縫縫高得到一定程度的限制,為42.3 m。但依舊高于儲(chǔ)層與底水間的距離20～30 m。綜合分析可知,采用小規(guī)模水力壓裂工藝的支撐裂縫形態(tài)相比于酸蝕裂縫形態(tài),裂縫縫高發(fā)育從酸壓的90 m降低至42.3 m,并且裂縫形態(tài)發(fā)育為縫長大于縫高的常規(guī)裂縫形態(tài),但依然無法有效防止裂縫溝通底水?？梢钥闯?相比于酸壓,水力壓裂對(duì)于控制裂縫形態(tài)具有一定作用,但需要通過其他控縫高工藝控制縫高發(fā)育[5-8]。

圖4 0.5 m3/min排量下水力壓裂裂縫形態(tài)Fig.4 Fracture morphology of hydraulic fracturing at 0.5 m3/min displacement

2.3 控縫高壓裂工藝

根據(jù)地質(zhì)條件和模擬結(jié)果,在有底水、天然裂縫發(fā)育、無巖性隔層且目的層與鄰層地應(yīng)力差小(1.0～1.5 MPa)的情況下,常規(guī)壓裂和酸壓工藝會(huì)突破水層,需要對(duì)縫高進(jìn)行控制。

控縫高酸壓工藝最常見的方式為控制施工排量和建立人工隔層。經(jīng)過模擬,小規(guī)模壓裂的工藝方法無法有效控制縫高發(fā)育,因此采用人工隔層控制裂縫高度發(fā)育。X儲(chǔ)層底水發(fā)育并且裂縫形態(tài)為向下擴(kuò)展,可采取加入下沉劑的方式控制裂縫向下發(fā)展,在進(jìn)行加砂壓裂前用活性水將200目粉砂或粉陶泵送至地層,然后停泵至裂縫閉合或200目粉砂或粉陶下沉至下部裂縫進(jìn)行充填,起到人工隔層的目的[9-11]。

在同樣施工規(guī)模條件下,采用76 m3壓裂液、9.1 t支撐劑以及5～15 m3、200目粉砂或粉陶(可根據(jù)裂縫形態(tài)調(diào)整加量)控制縫高進(jìn)行模擬,可實(shí)現(xiàn)建立3～7 MPa應(yīng)力差的人工隔層,模擬不同應(yīng)力差(3 MPa,5 MPa,6 MPa和7 MPa)和排量(0.5 m3/min,1.0 m3/min,1.5 m3/min和2.0 m3/min)對(duì)縫高的影響。

控縫高壓裂縫高與排量的關(guān)系如圖5所示。隔層應(yīng)力差的大小對(duì)裂縫縫高發(fā)育影響顯著,3 MPa隔層應(yīng)力差條件下,縫高約為38.9 m;隔層應(yīng)力差達(dá)到5 MPa時(shí),縫高發(fā)育降低于25 m;隔層應(yīng)力差達(dá)到7 MPa時(shí),縫高發(fā)育低于20 m,已滿足與底水間距離20～30 m。

圖5 控縫高壓裂縫高與排量的關(guān)系Fig.5 Relationship between fracture height of fracture height control and displacement

控縫高壓裂縫長與排量的關(guān)系如圖6所示。3 MPa隔層應(yīng)力差條件下,縫長約為80 m;隔層應(yīng)力差大于5 MPa條件下,縫高為100～140 m。這是因?yàn)? MPa隔層應(yīng)力差條件下,隔層無法顯示裂縫縱向延伸,縫高縱向發(fā)育較高,裂縫縫長在橫向發(fā)育上受到限制,隔層應(yīng)力差大于5 MPa時(shí),裂縫高度得到有效限制,縫長發(fā)育高于100 m。

圖6 控縫高壓裂縫長與排量的關(guān)系Fig.6 Relationship between fracture length of fracture height control and displacement

圖7所示為7 MPa人工隔層在2 m3/min排量下控縫高壓裂裂縫形態(tài)。由圖7可知,2 m3/min排量下進(jìn)行控縫高壓裂,縫高發(fā)育基本限制在儲(chǔ)層內(nèi),縫高16.2 m,低于與底水間的距離20～30 m,裂縫縫長為140 m,可以更好地溝通遠(yuǎn)距離儲(chǔ)層。

圖7 7 MPa人工隔層在2 m3/min排量下控縫高壓裂裂縫形態(tài)Fig.7 Fracture morphology of controlled high-pressure fracture at 2 m3/min displacement of 7 MPa artificial interlayer

綜合分析可知,由于下沉劑形成了具有應(yīng)力差的人工隔板,裂縫形態(tài)擴(kuò)展得到進(jìn)一步的控制,在應(yīng)力差為3 MPa、排量為2 m3/min的條件下,縫高為40 m,依然會(huì)溝通底水;但應(yīng)力差為5 MPa條件下,縫高為26.7 m,可控制在30 m以內(nèi);當(dāng)人工隔層應(yīng)力差達(dá)到7 MPa時(shí),縫高為19 m,小于儲(chǔ)層與底水間的距離。因此采取加入下沉劑,形成7 MPa應(yīng)力差的人工隔層控縫高壓裂工藝,可以實(shí)現(xiàn)對(duì)LH油田X儲(chǔ)層的有效開發(fā)。

3 壓裂效果模擬

在LH油田X區(qū)選擇X7井進(jìn)行產(chǎn)能分析。X7井水平段長度為850 m,采取控縫高壓裂工藝,依據(jù)該文壓裂設(shè)計(jì)的縫長和縫高參數(shù)進(jìn)行方案設(shè)計(jì),考慮到水平井長度,分別對(duì)基礎(chǔ)壓裂工藝和分段壓裂工藝進(jìn)行產(chǎn)能模擬,共設(shè)計(jì)3段壓裂和4段壓裂2個(gè)壓裂方案,并與籠統(tǒng)壓裂方案產(chǎn)能進(jìn)行對(duì)比,結(jié)果如圖8所示。

圖8 X7井壓裂產(chǎn)能模擬Fig.8 Simulation of fracturing productivity of well X7

從圖8可以看出,在X儲(chǔ)層部署油井并采用籠統(tǒng)壓裂的條件下,可以達(dá)到有效生產(chǎn)的目的[12],模擬結(jié)果為第1年初期日產(chǎn)油38 m3,如果采用3段壓裂的工藝,初期日產(chǎn)油可達(dá)83 m3,采用4段壓裂的工藝,初期日產(chǎn)油可達(dá)89 m3;第2年產(chǎn)油量基礎(chǔ)壓裂方案降低至27 m3/d,3段壓裂工藝降低至58 m3/d,4段壓裂工藝降低至59 m3/d,可以看出從第2年開始,3段壓裂和4段壓裂產(chǎn)油量基本一致。

從圖9所示 X7井多種工藝產(chǎn)能對(duì)比可以看出,壓裂基礎(chǔ)方案中累計(jì)產(chǎn)油量僅有5.8×104m3,通過分段壓裂方式可以提高油井產(chǎn)量,3段壓裂方案比基礎(chǔ)壓裂方案增產(chǎn)4.4×104m3,增幅為75.8%; 4段壓裂方案比3段壓裂方案增長幅度有限,累計(jì)增產(chǎn)原油僅2 000 m3,增幅僅為1.96%。因此,考慮產(chǎn)能及經(jīng)濟(jì)條件的情況下,建議采用3段式控縫高酸壓工藝對(duì)X儲(chǔ)層進(jìn)行增產(chǎn)開發(fā)。

圖9 X7井多種工藝產(chǎn)能對(duì)比Fig.9 Productivity comparison of various processes in well X7

4 結(jié)論

1)LH油田儲(chǔ)層地質(zhì)條件相對(duì)較差,巖石為碳酸鹽巖儲(chǔ)層,具有可壓性,但由于無巖性隔層發(fā)育,儲(chǔ)層應(yīng)力差小,底水發(fā)育,天然裂縫發(fā)育,采用壓裂工藝需對(duì)裂縫形態(tài)進(jìn)行控制。

2)控制規(guī)模的酸壓工藝無法實(shí)現(xiàn)對(duì)LH油田X儲(chǔ)層酸蝕縫高的控制,降低壓裂規(guī)模雖然能一定程度限制縫高發(fā)育,但無法阻止裂縫溝通底水;采用人工隔層的壓裂工藝,形成7 MPa應(yīng)力差的人工隔層,可以有效控制縫高在20 m以內(nèi)發(fā)育,防止裂縫溝通底水,實(shí)現(xiàn)對(duì)LH油田X儲(chǔ)層的有效增產(chǎn)開發(fā)。

3)通過控縫高酸壓工藝的裂縫形態(tài)控制,進(jìn)行X區(qū)塊產(chǎn)能模擬,3段壓裂的工藝可以將累產(chǎn)油量從5.8×104m3增至10.1×104m3,4段壓裂僅比3段壓裂方案增油2 000 m3,因此建議采用3段式控縫高酸壓工藝對(duì)X儲(chǔ)層進(jìn)行增產(chǎn)開發(fā)。