致密油水平井體積壓裂攻關(guān)試驗區(qū)單井產(chǎn)量主控因素分析

李衛(wèi)成，葉 博，張艷梅，郝炳英，張居增，馬文忠

(中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018)

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致密油水平井體積壓裂攻關(guān)試驗區(qū)單井產(chǎn)量主控因素分析

李衛(wèi)成，葉 博，張艷梅，郝炳英，張居增，馬文忠

(中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018)

針對長慶油田W233試驗區(qū)內(nèi)北部水平井持續(xù)自噴高產(chǎn)、單井日產(chǎn)油量和井均累計產(chǎn)油量遠高于南部的問題，從地質(zhì)、壓裂工藝兩方面開展南、北區(qū)水平井差異性分析，結(jié)果表明：大厚度、優(yōu)質(zhì)烴源巖是北區(qū)持續(xù)高產(chǎn)的資源基礎(chǔ)，高溶解氣油比是水平井自噴的關(guān)鍵因素；高排量、大入地液量增大了儲層改造體積，是持續(xù)高產(chǎn)的首要條件，大量支撐劑進入縫網(wǎng)系統(tǒng)是高產(chǎn)的必要條件；“大排量、大砂量、大入地液量”體積壓裂理念在試驗區(qū)得到成功運用。

長慶油田；水平井體積壓裂；W233井區(qū)；單井產(chǎn)量

1 試驗區(qū)概況

隨著常規(guī)油氣勘探效果變差，占資源總量80%以上的非常規(guī)能源逐漸引起關(guān)注[1-2]。致密油是一種非常規(guī)石油資源，有效地勘探開發(fā)致密油資源對于國家的能源安全具有非常重要的意義[3]。長7油層組是鄂爾多斯最主要的致密油發(fā)育層系,在常規(guī)壓裂改造技術(shù)條件下，該層工業(yè)油流井平均單井試油產(chǎn)量5.8 t/d，試采產(chǎn)量僅 0.6～0.9 t/d，面臨動液面下降快、產(chǎn)量遞減快的困境[4]。為了有效提高長7油層組單井產(chǎn)量，深入評估國外成熟的水平井體積壓裂儲層改造方式在長7油層組的適用性，2011年至2012年，中國石油在長慶油田W233井區(qū)開展了致密油水平井體積壓裂改造攻關(guān)試驗。試驗區(qū)內(nèi)10 口井水平段均為1 500 m，試油日產(chǎn)量平均為 119 t，試采初期日產(chǎn)量均在10 t以上，平均達 14 t，是常規(guī)方法試油高產(chǎn)井初期產(chǎn)量的7倍。隨著試采進程深入，南、北區(qū)單井產(chǎn)量差別日益加大，截至目前( 2016 年 3 月)，北區(qū)4口井一直保持自噴生產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)油量為13 t，南區(qū)6口井日產(chǎn)油量不斷降低，目前平均單井日產(chǎn)油量為4.5 t。本文通過開展南、北區(qū)水平井差異性分析，希望找出北區(qū)水平井長時間持續(xù)自噴高產(chǎn)的主控因素，為后續(xù)致密油的規(guī)模、高效開發(fā)提供指導(dǎo)。

鄂爾多斯盆地是一個整體沉降、坳陷遷移的大型多旋回克拉通盆地，中生代晚三疊紀(jì)延長期為其主要沉積期。按沉積旋回將延長組地層從上到下劃分為10個油層組(長1～長10)[5]。長7期是湖盆最大的擴張期，湖水深、水域廣，分為3個次一級沉積期。長73期湖盆面積最大，濁積砂體不發(fā)育，發(fā)育一套有機質(zhì)豐度高、這套烴源巖類型佳的優(yōu)質(zhì)烴源巖層[6]，生烴膨脹作用十分顯著,產(chǎn)生強大的超壓,是石油初次運移的最主要動力[7]。長72、長71期濁積砂體分布面積廣，厚度大[8],在強大超壓作用下，烴類對鄰近油源的砂體呈面狀充注，致使長7砂體含油普遍，資源基礎(chǔ)雄厚,具備展開攻關(guān)試驗的價值。W233試驗區(qū)位于盆地西南部，目的層長72層緊鄰長73烴源巖層，區(qū)內(nèi)平均油層厚度11.2 m，孔隙度10.1%，滲透率0.16×10-3μm2，屬于致密油范疇[9、10]。

2 單井產(chǎn)量主控因素分析

王永卓等[11-14]研究認(rèn)為，同一區(qū)塊單井試油及開發(fā)產(chǎn)量主要受油層厚度、滲透率、加砂量、砂比、生產(chǎn)壓差以及原油黏度和供油半徑的影響，歸納起來就是地質(zhì)、壓裂工藝及開發(fā)技術(shù)政策三個方面。試驗區(qū)試采階段基本采取準(zhǔn)自然能量開發(fā), 南區(qū)6口井從開始就下泵投產(chǎn),后期開發(fā)參數(shù)沒有大的調(diào)整,北區(qū)4口井沒有試油抽汲過程,直接放噴排液、求產(chǎn)，試采開始至今油嘴大小都沒有調(diào)整過，總體來說，試采產(chǎn)量跟開發(fā)技術(shù)政策關(guān)系不大，主要與前兩者有關(guān)。南、北區(qū)水平井區(qū)塊相距約13 km，區(qū)域地質(zhì)特征基本相同，都采用同樣的體積壓裂方式，主要在烴源巖、地層流體特征及壓裂工藝參數(shù)方面有較大差別。

2.1 烴源巖

烴源巖是成藏的物質(zhì)基礎(chǔ)，優(yōu)質(zhì)烴源巖是特低滲致密儲層富集的主控因素[15]。鄂爾多斯盆地長 7 烴源巖可劃分為黑色頁巖和暗色泥巖兩種類型。黑色頁巖有機質(zhì)紋層發(fā)育，有機質(zhì)類型為Ⅱ1型和Ⅰ型，TOC 平均值為 13.81%；暗色泥巖有機質(zhì)類型為Ⅱ1型和Ⅱ2型，TOC 平均值為 3.75%[16]。黑色頁巖就是優(yōu)質(zhì)烴源巖，有更好的生油能力。統(tǒng)計表明北區(qū)烴源巖厚度平均為24.5 m，南區(qū)平均為18.6 m，尤其是北區(qū)的黑色頁巖厚度達23.6 m，南區(qū)只有11.4 m，北區(qū)生烴優(yōu)勢明顯。在微裂隙排烴模式下，排烴不存在厚度上的限制[17]。相同的區(qū)域排烴條件下,北區(qū)烴源巖有機質(zhì)豐度高，生烴量大，生烴增壓作用強烈，幕式排烴模式下，排烴周期更短，相同時間內(nèi)充注進入與其接觸的砂巖孔隙中的總烴量也越多,這是北區(qū)持續(xù)高產(chǎn)的資源基礎(chǔ)。

2.2 地層流體特征

高壓物性數(shù)據(jù)顯示北區(qū)溶解氣油比高于南區(qū)，而密度低于南區(qū)(表1)。地層原油中溶解氣油比越高，密度越低，則黏度越小，流體流動阻力越小[18]。同樣的路徑條件下，北區(qū)石油從遠處流向井底更容易，一定時段內(nèi)流經(jīng)縫網(wǎng)系統(tǒng)，聚集到井筒中的石油更多。地層原油密度越低，同樣深度井筒中的石油對井底產(chǎn)生的壓力越小，相同的井底壓力下，北區(qū)的油井更容易持續(xù)自噴。

2.3 壓裂工藝

表1 試驗區(qū)高壓物性分析數(shù)據(jù)

所謂體積壓裂是指在水力壓裂過程中，通過特殊的工藝措施使天然裂縫擴張，脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，形成天然裂縫與人工裂縫交織的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而達到增加儲層改造體積，提高產(chǎn)量和采收率的目的[19]。體積壓裂在北美致密油開發(fā)中經(jīng)過了實踐的檢驗[20]，充分證實了其對于類似致密儲層的良好改造作用。在前期長7直井致密油活性水體積壓裂試驗獲得成功的基礎(chǔ)上，W233井區(qū)水平井全部采取與之相同的壓裂方式進行儲層改造，但具體壓裂參數(shù)不同(表2)。相關(guān)性研究表明，排量、砂量、砂比、入地液量、存地液量與試采產(chǎn)油量有密切關(guān)系。

2.3.1 排量

體積壓裂需要較大的排量，較高的凈壓力，開啟天然裂縫，形成縫網(wǎng)系統(tǒng)[21]。結(jié)合鄂爾多斯盆地致密儲層天然裂縫發(fā)育特征及地應(yīng)力特征，王曉東等[22]研究認(rèn)為采取6.0 m3/min排量基本能夠滿足天然裂縫開啟所需的凈壓力，但為了產(chǎn)生更多的橫向分支縫，需進一步提高排量，增加縫內(nèi)凈壓力，且隨著排量提高，帶寬明顯增大。南區(qū)6口水平井壓裂施工排量為6.0～6.3 m3/min，北區(qū)4口水平井排量為7.5～15.0 m3/min。井下微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，南區(qū)平均單段帶寬76 m，北區(qū)平均單段帶寬達116 m。北區(qū)的大排量壓裂增加了縫網(wǎng)帶寬，必然增大儲層總改造體積，是持續(xù)高產(chǎn)的首要因素之一。

表2 試驗區(qū)水平井壓裂數(shù)據(jù)

2.3.2 砂量

為了使地層中造成的裂縫在停泵后不至于閉合，要在縫內(nèi)填上支撐劑，試驗區(qū)用的支撐劑是石英砂。一般加砂量越大,壓裂效果越好[23]。大砂量是致密油體積壓裂改造顯著特點之一。全區(qū)10口井平均加砂量為868.3 m3,北區(qū)4口井加砂量都超過1 000 m3，有2口井已接近1 500 m3；南區(qū)6口井中只有S10井加砂量超過1 000 m3,其它井的加砂量還不及北區(qū)的一半。統(tǒng)計結(jié)果顯示，加砂量與產(chǎn)油量具有正相關(guān)關(guān)系，時間越長，相關(guān)性越好(圖1)，大量支撐劑進入縫網(wǎng)系統(tǒng)，有效防止縫網(wǎng)閉合，保持更好的導(dǎo)流能力是北區(qū)高產(chǎn)的必要條件。

圖1 砂量與試采1年時的單井產(chǎn)量關(guān)系

2.3.3 砂比

活性水黏度低、濾失大，導(dǎo)致其攜砂能力差。用活性水作為壓裂液進行施工時砂比的選擇具有一定的局限性, 一般低于15%[24]。壓裂縫參數(shù)相近的情況下，縫內(nèi)支撐劑濃度愈高,裂縫閉合后導(dǎo)流能力愈大[25]。南、北區(qū)水平井壓裂施工砂比差別較大，南區(qū)6口水平井砂比為8.5%～10.6%，北區(qū)4口水平井砂比為13.7%～14.3%，明顯高于南區(qū)井。砂比與試采各時段日產(chǎn)油量相關(guān)性分析表明，砂比與產(chǎn)油量具有一定的正相關(guān)關(guān)系。北區(qū)高砂比充填保證了壓后形成的縫網(wǎng)系統(tǒng)依然具有高滲流能力，是持續(xù)高產(chǎn)的必要條件。

2.3.4入地液量

國內(nèi)外試驗發(fā)現(xiàn)，累計注入液量是影響改造體積重要因素，主裂縫帶長與注入液量成正比例關(guān)系[26]。北區(qū)4口井的入地液量都超過了10×104m3，其中的S7井入地液量接近1.4×104m3。南區(qū)除了S10入地液量超過了1.6×104m3，其它井幾乎是北區(qū)的一半(表2)。井下微地震監(jiān)測結(jié)果顯示南區(qū)平均半縫長為219 m，北區(qū)平均半縫長360 m。進一步證實了北區(qū)水平井的高入地液量增加了主裂縫帶長，提高了改造體積，是高產(chǎn)的另一關(guān)鍵因素。南區(qū)的S10井是試驗區(qū)入地液量最高的井，初期產(chǎn)量高于其它井，也在一定程度上反映了入地液量對于水平井日產(chǎn)油量的控制作用。入地液量與試采初期、試采一年后日產(chǎn)油量的良好正相關(guān)關(guān)系也充分證明了這一點(圖2、圖3)。

圖2 入地液量與水平井初期日產(chǎn)量關(guān)系

圖3 入地液量與水平井一年后日產(chǎn)量關(guān)系

3 結(jié)論與認(rèn)識

(1)烴源巖是北區(qū)持續(xù)高產(chǎn)的資源基礎(chǔ)。高溶解氣油比使北區(qū)原油密度降低，黏度變小，流動更容易，是北區(qū)水平井自噴生產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

(2)北區(qū)的高排量、大入地液量增加了壓裂形成的縫網(wǎng)帶寬和縫長，增大了儲層總改造體積，是持續(xù)高產(chǎn)的首要因素。有限的高砂比之下，充填大量的支撐劑于壓后的縫網(wǎng)系統(tǒng)中，使之保持良好的導(dǎo)流能力,是北區(qū)持續(xù)高產(chǎn)的必要條件。

(3)北區(qū)水平井的持續(xù)高產(chǎn)為國內(nèi)致密油的規(guī)模開發(fā)起到技術(shù)引領(lǐng)作用，“大排量、大砂量、大入地液量”的體積壓裂理念是提高類似致密油藏單井產(chǎn)量的關(guān)鍵。

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編輯：王金旗

1673-8217(2016)06-0111-04

2016-08-01

李衛(wèi)成，工程師，碩士，1971年生，2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)礦業(yè)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)主要從事儲層綜合研究方面工作。

國家重大基金項目“中國非常規(guī)油氣儲層分類與典型地質(zhì)模型建立”(41390451)。

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