涪陵頁巖氣田大垂差水平井產(chǎn)氣特征及應用

劉立之

1. 中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發(fā)有限公司, 重慶 408000;2. 中石化重慶頁巖氣產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院, 重慶 408000

0 前言

涪陵頁巖氣田采用“長水平井+分段壓裂”開發(fā)模式取得巨大成功[1-4],相較于一期焦石壩主體區(qū)地層變化平緩,二期產(chǎn)建區(qū)塊地質(zhì)構(gòu)造復雜,地層產(chǎn)狀變化大,特別是江東和平橋區(qū)塊,部分區(qū)域地層傾角達到20°～25°,若水平段長1 500 m,則高程差達到513～634 m。由于前期兩口大垂差評價井測試產(chǎn)量偏低(5×104～10×104m3),為了弄清各段、簇產(chǎn)出情況,評價水平井段壓裂施工效果,開展水平井連續(xù)油管傳輸流體掃描成像(FSI)測井技術(shù)進行水平井產(chǎn)出剖面測井工作,通過產(chǎn)剖解釋結(jié)果對比不同試氣井段的測試情況,分析不同段簇產(chǎn)氣特征規(guī)律,對后續(xù)制定合理生產(chǎn)制度和開發(fā)技術(shù)政策調(diào)整起重要作用。

1 FSI測井技術(shù)

1.1 傳輸系統(tǒng)

在直井或者井斜較小時,數(shù)據(jù)傳輸介質(zhì)和測試儀器可憑借自身重力克服井筒摩擦及流體阻力下放至目的層位,但當水平井井斜達到45°～75°時,摩擦阻力增大，難以將儀器送至水平段。目前采用電纜拖拉器作為測試儀器的動力裝置,但該方法牽引力較小、工作時間短,對井筒技術(shù)條件要求較高,若遇井筒有污染物或者套管變形,可能導致施工失敗。因此,鑒于連續(xù)油管傳送力大、易于深度控制、施工成功率高等優(yōu)點,采用連續(xù)油管內(nèi)穿電纜或者光纖連接測井儀器的施工方式[5-6],對于頁巖氣長水平井段需多次“上提”和“下放”測井操作有較強的適應性,而采用光纖進行數(shù)據(jù)傳輸,實現(xiàn)了施工過程中的數(shù)據(jù)實時采集、井下工況實時診斷。

1.2 FSI測井

水平井井下流動受完井方式、井眼軌跡等因素的綜合影響較大,井筒中流體分布不對稱、重質(zhì)相回流,液相多分布于井筒的低凹處或下部。另外,流體分異、流動型態(tài)也會影響流動剖面,因此適應于垂直管單相流的測試儀器難以應用到水平井兩相流動中。

FSI測井儀針對大斜度井和水平井,可測量自然伽瑪、磁定位、溫度、壓力、流量、持率等參數(shù)，見圖1。FSI儀器有兩個儀器臂，其中一個儀器臂上有4個微轉(zhuǎn)子流量計,測量流動速度剖面;另一個臂上有5個FloView電探針和5個Ghost光學探針,分別測量局部的持水率和持氣率。另外,儀器殼體上還有一個微轉(zhuǎn)子流量計和一對電探針和光學探針,測量井筒底端的流動。由于流量轉(zhuǎn)子和探針的陣列分布,它可測量到單個居中轉(zhuǎn)子測不出的速度變化,解決了傳統(tǒng)方法無法評價水平井分層流動的問題[7],解釋結(jié)果更加客觀真實。

圖1 流動掃描成像測井儀

2 產(chǎn)氣特征及影響因素研究

經(jīng)典巖石斷裂力學理論認為人工裂縫總是沿著垂直于水平最小主應力方向延伸[8-9],當水平井筒與最大主應力垂直,壓裂時人工裂縫所受近井彎曲摩阻最小,段間重復改造區(qū)域最小,儲層有效改造體積最大。因此,涪陵頁巖氣田水平井布井方式主要是采取水平井段與水平最大主應力方向相垂直的方位鉆進。

2.1 大垂差水平井產(chǎn)氣特征及影響因素

隨著二期儲層變化大,地層傾角增大,若沿用該布井方式對于平均1 500m水平段就會出現(xiàn)A-B靶點垂差相差較大的情況。例如焦頁A-1HF井實際試氣長度1 586 m,A-B靶點垂差160 m,分兩次進行FSI測井,第一次對前6段在10×104m3/d制度下進行測試,第二次對全井22段在20×104m3/d制度下進行測試,前6段和全井22段在兩個制度下各段簇產(chǎn)氣、產(chǎn)水情況對比結(jié)果見表1。

表1焦頁A-1HF井不同測試制度下段簇產(chǎn)氣、產(chǎn)水貢獻率對比

段號簇號測試制度(10×104m3·d-1)測試制度(20×104m3·d-1)簇產(chǎn)水量/m3段產(chǎn)水量/(m3·d-1)簇產(chǎn)氣量/(m3·d-1)簇產(chǎn)氣貢獻率/(%)段產(chǎn)氣貢獻率(%)簇產(chǎn)水量/m3段產(chǎn)水量/(m3·d-1)簇產(chǎn)氣量/(m3·d-1)簇產(chǎn)氣貢獻率/(%)段產(chǎn)氣貢獻率/(%)616284711546694331404454613461159224716142075452920563658533993680211575082081102514101693131654122332150030336742372863999287636605083711619321850222085439310946100612446906438148902094118810110625491634731411167925986881531478155234987183552595000016227430844193770220010638169827195478212469062676919763752477416930500945009412765400720891761081152613654251324141254639441216552416850079485084784412485116110643257193566256600003520510180181326204214254152142208843751667384709293477008574218023782659620000000

圖2 一期產(chǎn)建區(qū)無阻流量與A-B靶點高程差關系圖

目前,對于頁巖氣水平井分段壓裂產(chǎn)氣剖面出現(xiàn)這種變化現(xiàn)象的影響機理研究不多[10-11],除去壓裂改造施工的原因,主要是因為長水平井筒中積液嚴重,井筒中氣液兩相流流型復雜,難以建立針對性強的流態(tài)模型。對于這種垂差較大的井眼軌跡,在水平井筒中,水在井筒低部位或者水平段下部積滯,各段受液柱壓力和摩阻影響存在啟動壓力,當生產(chǎn)壓差大于啟動壓差時,即各段地層壓力大于井底流壓,則該段簇開始產(chǎn)氣。另外,在不同生產(chǎn)壓差下同一口井不同段產(chǎn)氣貢獻率不同,這表明在生產(chǎn)壓差大于該臨界值時,低產(chǎn)氣層段開始出氣,產(chǎn)氣貢獻率有所上升,使得產(chǎn)氣剖面得到改善。

2.2 水平井筒方位對壓裂效果的影響

為了減小由于大垂差帶來的井筒積液影響,在地層產(chǎn)狀變化較大時,考慮順地層構(gòu)造線布井方式,這樣就會導致井筒軌跡與最小水平主應力存在一定夾角。目前頁巖氣水平井筒方位與最小主應力之間夾角對后續(xù)壓裂施工主要有三方面的影響[12-14]:一是在壓裂施工中存在較大的彎曲摩阻,增加施工壓力;二是為了減小段簇之間的應力干擾,避免重復改造,采取放大段間距設計從而導致實際段間距受限;三是等效縫長減小,影響有效改造體積,不能充分動用單井控制產(chǎn)能,水平井筒與最小主應力方向存在夾角時人工縫網(wǎng)示意圖見圖3。

圖3 水平井筒與最小主應力方向存在夾角時人工縫網(wǎng)示意圖

從前人研究成果來看[15-17],同樣壓裂規(guī)模等條件下,水平井筒與最小主應力的夾角逐漸增大時,其改造體積逐漸降低,當水平井筒與最小主應力夾角小于30°時其對壓裂施工影響較小,大于40°時改造體積下降趨勢明顯[18-20],改造體積隨著水平井筒與最小主應力方向夾角變化關系見圖4。

涪陵氣田一期投產(chǎn)井無阻流量與水平段方位角之間的關系見圖5,從圖5可知,一期產(chǎn)建區(qū)投產(chǎn)井與最小主應力方向夾角小于40°時無阻流量明顯較高,當夾角過大時,對單井產(chǎn)能有較大影響。

圖4 改造體積隨著水平井筒與最小主應力方向夾角變化關系圖

圖5 一期產(chǎn)建區(qū)無阻流量與水平段方位角關系圖

3 實施調(diào)整及應用效果

3.1 制定大垂差氣井合理生產(chǎn)方式

焦頁B-2 HF井水平段長為1 919m,地層傾角達到27.45°,A-B靶點垂差相差892.5 m,共分28段進行壓裂改造。通過對比焦頁B-2 HF兩次試氣結(jié)果,第一階段對前1～15段放噴測試,12 mm油嘴制度下,井口壓力5 MPa,日產(chǎn)氣4×104m3,日產(chǎn)水220 m3;第二階段下入全封橋塞對14～28段進行放噴測試,12 mm油嘴制度下,井口壓力4.3 MPa,日產(chǎn)氣3×104m3,日產(chǎn)水220.8 m3?？紤]到該井產(chǎn)水較高,如果全井生產(chǎn),由于高程差太大,水平段前半程受井筒積液影響,產(chǎn)能得不到釋放,決定調(diào)整為先對后半程進行生產(chǎn),待產(chǎn)能自然遞減達到前半程臨界生產(chǎn)壓差時再全井一起生產(chǎn),盡量減少因高程差給生產(chǎn)帶來的不利影響。

3.2 優(yōu)化調(diào)整二期井位部署

綜合考慮鉆井軌跡對后續(xù)壓裂改造及調(diào)配產(chǎn)的影響,結(jié)合前期流體成像產(chǎn)出剖面測試認識,在二期區(qū)塊井位部署時,以垂直于最大水平主應力布井為主,在地層產(chǎn)狀高陡區(qū),調(diào)整水平段方位設計時兼顧最小主應力方向夾角盡量控制在40°以內(nèi),同時高程差盡量控制在200 m以內(nèi),在滿足壓裂改造效果的前提下,保證各段簇均勻產(chǎn)氣,達到單井產(chǎn)能釋放最大化。

3.3 優(yōu)化順構(gòu)造井壓裂工藝

對于順構(gòu)造井,采用“變黏度+變粒徑+變排量”的主體壓裂工藝。

“變黏度”是指壓裂液采用減阻水和膠液混合注入的模式：1)采用2～3 mPa·s低黏減阻水和6～9 mPa·s增黏減阻水,利用不同黏度減阻水進入不同級次裂縫,進一步提高裂縫網(wǎng)絡的復雜程度;2)前置階段采用線性膠,利用膠液黏度大、濾失小的特點促進主縫充分延伸,延伸階段轉(zhuǎn)膠液提高裂縫縫內(nèi)凈壓力,促使人工裂縫轉(zhuǎn)向。

“變粒徑”是指通過優(yōu)化加砂方式注入70～140目、40～70目、30～50目不同粒徑規(guī)格支撐劑實現(xiàn)裂縫網(wǎng)絡的分級支撐：1)前期采用中低砂比中長段塞加砂可以提高遠端裂縫的鋪砂濃度,提高裂縫長期導流效果;2)施工中期采用粉陶段塞、粉陶+中陶混合注入等方式,實現(xiàn)穩(wěn)壓控壓、微縫支撐、降濾轉(zhuǎn)向等作用。

“變排量”是指泵入階段根據(jù)施工要求改變注入排量：1)擠酸階段,在酸液進地層前提高擠酸排量,隨著排量增加有效孔眼數(shù)量增加,待酸液達到孔眼時可以進入更多的孔眼,提高酸降效果;2)膠液造縫,在前置膠液造縫階段穩(wěn)定排量在8～10 m3/min,一是可以避免天然裂縫發(fā)育儲層的多裂縫效應,二是膠液在低排量、低剪切速率條件下,對于保持黏度更為有利,提高造縫效果；3)施工中后期充分利用裝備等級進一步提升施工排量,達到補充裂縫凈壓力的目的,目前涪陵頁巖氣田后期施工排量從14 m3/min提高至16～18 m3/min。

3.4 應用效果

分析近期已完試的6口沿構(gòu)造線布井的試氣情況,通過采用“變黏度+變粒徑+變排量”的壓裂工藝,實現(xiàn)了復雜裂縫網(wǎng)絡和分級支撐的目的,平均單井無阻流量為40.11×104m3/d,其中焦頁C-5 HF井與最小主應力夾角達到48°,通過優(yōu)化壓裂工藝參數(shù),試獲無阻流量120.8×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流,為二期產(chǎn)能建設奠定了堅實基礎。

4 結(jié)論

1)流體掃描成像測井結(jié)果表明,當頁巖氣水平井A-B靶點垂差超過200 m時井筒積液對試氣效果影響較大,當水平井筒與最小主應力夾角較大時,通過優(yōu)化壓裂參數(shù)保證改造效果。

2)對于大垂差井可以采用分段開采的方式,減少因井筒積液和液體“回流”帶來的段簇產(chǎn)氣不均現(xiàn)象,能夠充分挖掘單井產(chǎn)能,提高最終采收率。

3)綜合考慮壓裂施工和采氣工程,在地層產(chǎn)狀變化大時,水平段方位設計應兼顧最小主應力方向夾角在40°以內(nèi),同時高程差盡量控制在200 m以內(nèi)。

4)對于順構(gòu)造井,采用“變黏度+變粒徑+變排量”的主體工藝取得了較好的試氣效果,已經(jīng)試氣的6口順構(gòu)造線布水平井平均單井無阻流量為40.11×104m3/d。

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