環(huán)江油田混合水體積壓裂試驗(yàn)與應(yīng)用

吳順林，蔣志勇，唐梅榮，陳 強(qiáng)，王 蓓，余興國(guó)，安 杰

(1長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院2低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室3．陜西延安石油天然氣有限公司)

鄂爾多斯盆地環(huán)江油田長(zhǎng)8油藏平均埋深2 690 m，平均油層厚度15．0 m，局部隔夾層較發(fā)育;平均孔隙度10.4%、滲透率0．46 mD，以叢式井組開發(fā)為主，采用460 m×150 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)形式。受到井網(wǎng)和常規(guī)壓裂工藝雙重限制［1］，該油藏壓裂改造單一依靠常規(guī)壓裂增加縫長(zhǎng)來提高產(chǎn)量效果已不明顯(平均單井產(chǎn)量?jī)H為1．8 t/d)，迫切需要轉(zhuǎn)換思路來提高單井產(chǎn)量。以擴(kuò)大泄油面積為目標(biāo)的水力壓裂是長(zhǎng)慶油田實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的根本手段，從本質(zhì)上提高超低滲油藏產(chǎn)量仍需從水力壓裂入手，從提高泄油體積出發(fā)。在理論研究和廣泛調(diào)研的基礎(chǔ)上，在環(huán)江油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層定向叢式井組采用以“大排量、大液量、低粘壓裂液”為特征的混合水體積壓裂技術(shù)［2］，提高油藏的改造體積，從而達(dá)到提高單井產(chǎn)量的目的。

一、壓裂地質(zhì)特征研究

通過研究總結(jié)國(guó)內(nèi)外混合水體積壓裂工藝技術(shù)的發(fā)展過程，該工藝的有效性取決于巖石脆性指數(shù)、水平兩向應(yīng)力差和天然裂縫是否發(fā)育等因素［3－4］，因此針對(duì)環(huán)江油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層的脆性和天然微裂縫等特征進(jìn)行了研究。

1．巖石脆性特征

巖石力學(xué)分析表明，環(huán)江長(zhǎng)8巖石脆性指數(shù)相對(duì)較高，具備開展體積壓裂的基本條件。巖石脆性與裂縫形態(tài)的相關(guān)性研究表明，環(huán)江長(zhǎng)8裂縫形態(tài)處于多縫向復(fù)雜縫網(wǎng)過渡階段，見表1。

表1環(huán)江長(zhǎng)8層脆性指數(shù)統(tǒng)計(jì)表

2．儲(chǔ)隔層應(yīng)力、水平兩向應(yīng)力特征

環(huán)江油田長(zhǎng)8縱向上儲(chǔ)隔層應(yīng)力差一般大于6 MPa，具有較高的遮擋作用，有利于控制裂縫在儲(chǔ)層內(nèi)延伸［5］。

水平兩向應(yīng)力差＜5 MPa，在較高的縫內(nèi)凈壓力下分支裂縫容易開啟，有利于形成復(fù)雜縫，見表2。

表2鄂爾多斯盆地不同區(qū)塊長(zhǎng)8層水平兩向應(yīng)力差統(tǒng)計(jì)表

3．天然裂縫發(fā)育特征

據(jù)巖石取樣分析表明:環(huán)江油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層天然裂縫普遍較為發(fā)育，平均1．1條/m，見圖1。

圖1環(huán)江油田長(zhǎng)6、長(zhǎng)8儲(chǔ)層天然裂縫密度對(duì)比圖

二、混合水體積壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計(jì)

常規(guī)壓裂采用高黏凍膠壓裂液+小排量+小液量+高砂比，達(dá)到造長(zhǎng)縫、提高裂縫導(dǎo)流能力的目的，儲(chǔ)層改造具有“線、面”壓裂特點(diǎn)。

混合水體積壓裂技術(shù)采用低黏壓裂液+高排量+大液量+低砂比，達(dá)到形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)、增加改造體積的目的，儲(chǔ)層改造具有“體”壓裂特點(diǎn)，具體技術(shù)特點(diǎn)如下［6］:

(1)大液量和大砂量有助于提高儲(chǔ)層改造增產(chǎn)體積。

(2)高排量有助于提高縫內(nèi)凈壓力，從而使天然裂縫開啟并延伸。

(3)低砂比能夠滿足致密油藏對(duì)較低的裂縫導(dǎo)流能力的需要。

(4)低黏度壓裂液摩阻低、導(dǎo)壓性能好，有助于開啟微裂縫，且傷害小。

在脆性指數(shù)、天然裂縫發(fā)育程度、地應(yīng)力等壓裂地質(zhì)特征研究的基礎(chǔ)上，圍繞混合水體積壓裂技術(shù)特點(diǎn)，開展工藝參數(shù)優(yōu)化研究。

1．工藝參數(shù)優(yōu)化

1．1排量?jī)?yōu)化

相對(duì)于前期常規(guī)壓裂來說，排量主要是控制縫高快速增長(zhǎng)為目的，施工排量在2．0～2．6 m3/min之間。

但排量是影響體積壓裂效果的重要因素，混合水壓裂施工排量必須能夠使縫內(nèi)凈壓力大到足以使天然裂縫開啟(見圖2)，同時(shí)保證儲(chǔ)層在縱向上充分動(dòng)用且縫高不失控。研究表明，排量越大，裂縫凈壓力越大，越容易溝通天然裂縫并形成復(fù)雜縫網(wǎng)。通過不同排量下凈壓力分析研究，優(yōu)化施工排量為3.0～5．0 m3/min。

1．2液量?jī)?yōu)化

常規(guī)壓裂裂縫穿透比在0．3～0．5之間，因此縫長(zhǎng)較短，但混合水體積壓裂是通過增大壓裂液總量，從而獲得較長(zhǎng)的大水力裂縫，以更好地聯(lián)通并擴(kuò)展天然裂縫，增大壓裂改造體積。通過開展三維壓裂軟件模擬研究，結(jié)合井網(wǎng)形式(460 m×150 m菱形反九點(diǎn)井網(wǎng))，優(yōu)化裂縫穿透比在0．5～0．8之間，裂縫半長(zhǎng)為120～190 m，優(yōu)化施工液量為200～400 m3，見圖3。

圖2環(huán)江油田長(zhǎng)8混合水壓裂壓降測(cè)試G函數(shù)曲線

圖3環(huán)江油田長(zhǎng)8混合水體積壓裂液量?jī)?yōu)化結(jié)果

混合水體積壓裂12口井試驗(yàn)投產(chǎn)后含水呈現(xiàn)下降趨勢(shì)，產(chǎn)量穩(wěn)中有升，表明混合水體積壓裂優(yōu)化入地液量與井網(wǎng)匹配性較好，見圖4。

圖4江1井混合水體積壓裂試驗(yàn)井生產(chǎn)曲線

1．3平均砂比優(yōu)化

常規(guī)壓裂是階梯提高砂比的加砂模式來提高裂縫導(dǎo)流能力［7］，普遍存在砂比高(平均35%)、裂縫導(dǎo)流能力高的現(xiàn)象，但根據(jù)環(huán)江長(zhǎng)8儲(chǔ)層致密、滲透率低(0．46 mD)，因此需進(jìn)一步優(yōu)化與之匹配的裂縫導(dǎo)流能力。因此，混合水體積壓裂工藝是施工初期滑溜水階段采用3%～5%的低砂比對(duì)微裂縫進(jìn)行充填、開啟天然裂縫;施工中期基液階段采用10%～15%的砂比擴(kuò)大天然裂縫開啟程度，提高主裂縫導(dǎo)流能力;施工后期為保證主縫及近井地帶具有較高的導(dǎo)流能力(17～20 D·cm)見圖5，交聯(lián)液階段將平均砂比提高到15%～20%，見圖6。

2．壓裂液體系優(yōu)化

低黏壓裂液流體黏滯力小、摩阻低、導(dǎo)壓性能好，能更容易進(jìn)入微裂縫，使天然微裂縫張開并擴(kuò)展增加帶寬，有利于提高改造體積SRV。從環(huán)江油田X井長(zhǎng)8層井下微地震監(jiān)測(cè)過程圖可以看出，在壓裂初期低黏壓裂液階段(滑溜水、基液階段)，裂縫的帶寬基本形成，后期凍膠階段裂縫的帶寬沒有明顯變化，僅縫長(zhǎng)變長(zhǎng)。

圖5環(huán)江油田長(zhǎng)8混合水壓裂主縫導(dǎo)流能力優(yōu)化結(jié)果圖

圖6環(huán)江油田長(zhǎng)8混合水體積壓裂平均砂比優(yōu)化結(jié)果

采用油藏及壓裂數(shù)值模擬手段(全三維軟件DFN－裂縫網(wǎng)絡(luò)模擬)，對(duì)不同黏度壓裂液進(jìn)行了優(yōu)化研究。按照張性裂縫模型最優(yōu)主裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化高黏液量，同時(shí)建立不同天然裂縫密度下裂縫網(wǎng)絡(luò)模型優(yōu)化低黏液體［8］，優(yōu)化低黏液體與高黏液體比例為(2～3)∶1(見圖7、圖8)。

圖7高黏液體體積模擬優(yōu)化結(jié)果

圖8低黏液體體積模擬優(yōu)化結(jié)果

三、應(yīng)用效果

1．井組試驗(yàn)情況

在環(huán)江長(zhǎng)8產(chǎn)建區(qū)優(yōu)選2個(gè)井組，開展了混合水體積壓裂試驗(yàn)12口井，平均施工排量為5．1 m3/min，入地液量308.7 m3，平均砂比為15．2%，試油產(chǎn)量較常規(guī)壓裂井提高3．1 m3/d，投產(chǎn)12個(gè)月后平均單井日增油1．2 t，增產(chǎn)效果明顯，見圖9。

圖9環(huán)江油田長(zhǎng)8混合水體積壓裂叢式井組試驗(yàn)投產(chǎn)效果圖

2．裂縫監(jiān)測(cè)情況

開展了5口井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)，結(jié)果表明(見表3)，通過混合水體積壓裂實(shí)現(xiàn)了裂縫網(wǎng)絡(luò)對(duì)井網(wǎng)的全覆蓋，裂縫尺寸與施工參數(shù)具有一定的相關(guān)性，同時(shí)減少鉆井井?dāng)?shù)，節(jié)約成本。

井下微地震監(jiān)測(cè)表明，混合水壓裂試驗(yàn)井增產(chǎn)體積明顯增大，與常規(guī)壓裂相比，混合水壓裂試驗(yàn)井改造體積(SRV)增大5～7倍［9］。

表3環(huán)江油田長(zhǎng)8井下微地震監(jiān)測(cè)井改造參數(shù)及監(jiān)測(cè)結(jié)果數(shù)據(jù)表

四、取得認(rèn)識(shí)

(1)環(huán)江油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層致密、巖石脆性度較高、天然裂縫較發(fā)育和水平兩向應(yīng)力較小等地質(zhì)特征，具備形成復(fù)雜縫網(wǎng)的有利條件。

(2)創(chuàng)新發(fā)展了混合水壓裂技術(shù)，通過高排量、低粘壓裂液開啟支縫、交聯(lián)液攜砂有效支撐主縫、大液量提高儲(chǔ)層改造體積，初步形成了適合環(huán)江油田長(zhǎng)8層的混合水體積壓裂工藝技術(shù)及優(yōu)化設(shè)計(jì)方法和模式。

(3)在環(huán)江油田長(zhǎng)8層開展12口井混合水體積壓裂工藝礦場(chǎng)試驗(yàn)，較常規(guī)壓裂井日產(chǎn)油提高了1．2 t，取得了明顯的增產(chǎn)效果。

(4)井下微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，混合水壓裂工藝大幅提高了油藏增產(chǎn)體積(SRV)，與常規(guī)加砂壓裂相比，油藏增產(chǎn)體積提高了5～7 t，實(shí)現(xiàn)了井網(wǎng)全覆蓋。