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    大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝應用實踐

    2019-11-28 09:01:24李平樊平天郝世彥鄭忠文余維初
    石油鉆采工藝 2019年4期
    關(guān)鍵詞:大排量液量射孔

    李平 樊平天 郝世彥 鄭忠文 余維初

    1.延長油田股份有限公司南泥灣采油廠;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院;3.延長油田股份有限公司;4.長江大學

    滑溜水體積壓裂是在清水壓裂的基礎(chǔ)上發(fā)展完善起來的一項適合非常規(guī)油氣藏的增產(chǎn)工藝。相對于常規(guī)交聯(lián)壓裂,滑溜水壓裂可以形成復雜的網(wǎng)狀裂縫,與水平井配套使用,可以形成大范圍的泄油(氣)面積,并且可以解決支撐劑的傳輸、攜帶問題,同時由于其在裂縫中獨特的鋪置機理,從而提供非常規(guī)油氣流動所需的導流能力[1-4]。例如吐哈油田三塘湖馬56 區(qū)塊條湖組為致密灰?guī)r儲層,在裂縫方位和油藏多裂縫預測的基礎(chǔ)上,利用滑溜水+弱交聯(lián)液體系溝通天然裂縫,實施大排量、低砂比的分段壓裂技術(shù),使該區(qū)塊致密油藏水平井多段壓裂改造取得技術(shù)突破,為油田的高效開發(fā)提供了新思路[5]。川西深層DY 氣藏,采用常規(guī)壓裂技術(shù),施工中經(jīng)常出現(xiàn)砂堵和泵壓異常偏高的情況,導致施工失敗。采用大液量、大排量和低砂比滑溜水加砂壓裂改造技術(shù),DY2-C1 單井現(xiàn)場試驗施工成功率為100%[6]。

    南泥灣油田前期水平井開發(fā)壓裂選段參數(shù)設(shè)計主要依賴經(jīng)驗,段間距長(60~80 m)、排量小(6~8 m3)、液量小(400~600 m3),采用瓜膠壓裂主體連續(xù)加砂方式。水平井壓后投產(chǎn)間隔噴油,噴油次數(shù)與壓裂段數(shù)大體相同,各段之間為獨立的壓力系統(tǒng),未形成整體壓力系統(tǒng)。段與段之間壓裂改造油層不充分,各段不連通,段簇間距有待優(yōu)化。借鑒非常規(guī)頁巖油氣開發(fā)的成功經(jīng)驗,開展大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化研究,并在現(xiàn)場應用中達到了提高單井產(chǎn)量的預期效果[7]。

    1 N199 井區(qū)油藏概況

    N199 井區(qū)位于南泥灣采油廠河莊坪-李渠區(qū)域,河莊坪地區(qū)及周邊地區(qū)延長組儲層中天然垂直裂縫十分發(fā)育,無論是地面露頭、還是井下巖心中均可直觀見到較多天然裂縫,利用地層傾角測井解釋技術(shù),在延長組地層中也識別出較多天然裂縫,且均以垂直縫為主。該井區(qū)構(gòu)造為一平緩的西傾單斜、內(nèi)部構(gòu)造簡單、局部發(fā)育差異壓實形成的鼻狀構(gòu)造。長61砂體發(fā)育,平均砂體厚度17 m,平均油層厚度15 m,油層中深552 m,平均孔隙度8.5%,滲透率 0.88×10-3μm2,含油飽和度 36%。N199 平 2 井井身結(jié)構(gòu)為二開增斜單穩(wěn)水平井,完鉆井深1 461 m,水井段長735 m,水平方位143°,完井方式為套管完井。水平井水平段的測井解釋,只代表井孔穿過砂體處的油藏物性,并不能由此看出砂體在垂向方向的油層變化情況(如圖1 所示)。即便是解釋為水層或者差油層,并不能說明垂向砂體上下部位油層。除了避開明顯的砂泥巖隔層外,各處均可射孔,包括水層、致密層,以求壓裂聯(lián)通好油層。

    圖1 N199-N61 油藏剖面圖Fig.1 N199-N61 oil reservoir section

    2 水平井壓裂參數(shù)優(yōu)化

    2.1 水平井壓裂段數(shù)

    大液量大排量低砂比滑溜水壓裂能產(chǎn)生更多有效支撐裂縫,適應延長組油藏的地層特征,對地層進行有效壓裂并提高油井產(chǎn)量。段間距、簇間距是水平井壓裂的重要參數(shù),射孔簇間距如果太大,每段簇數(shù)少,壓裂裂縫間互不連通,留下未壓裂砂層,會造成油藏資源浪費[8]。因此,有必要對段間距、簇間距等進行參數(shù)優(yōu)選。

    延長油田前期水平井壓裂選段一般段間距60~80 m,簇間距 20 m,每段 2~3 簇,總孔數(shù)按每孔不低于 0.3 m3/min 排量計算,6 m3/min 排量約需20 孔,每段 2 簇射孔,每簇 10 孔,射孔密度 10 孔/m,壓裂投產(chǎn)后效果不理想。N199 平2 的現(xiàn)場試驗采用了減小段間距、增加簇數(shù)的措施,簇、段間距均為20 m 左右,使段、簇間距在水平段中均勻分布能使壓裂流量均勻,各處均得到有效壓裂,12 m3/min 排量約需40 孔,每段5 簇射孔,每簇8 孔,射孔密度8 孔/m。

    2.2 排量

    壓裂施工排量的大小決定了壓裂施工的效率,儲層裂縫中的凈壓力隨著施工壓力的增大而增大,主裂縫與次生裂縫可以更好地溝通,有助于復雜裂縫的形成[9]。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層,確保在其他影響因子恒定的狀態(tài)下,逐步增加施工排量,用Fracpro PT 軟件模擬分析,得到不同排量下裂縫長、寬、高的數(shù)據(jù)。并計算儲層改造體積SRV的大小(見表1)。

    表1 不同排量下的縫網(wǎng)模擬參數(shù)Table 1 Fracture network simulation parameters at different displacements

    分析表1 中的數(shù)據(jù)可知,增加排量后,裂縫的縫長和儲層改造體積都隨之增加。因此,在其他施工參數(shù)不變的前提下,增加施工排量有助于儲層改造體積的增加。

    2.3 液量

    壓裂施工的總泵入液量對儲層改造體積有著重要影響,在進行壓裂施工時,大液量更能獲得縫長較大的理想裂縫[10]。針對南泥灣油田長6 致密砂巖儲層,確保在其他影響因子恒定的狀態(tài)下,改變壓裂液的總量,得到不同總液量下的裂縫特性和SRV(見表2)。

    表2 不同液量下縫網(wǎng)模擬參數(shù)Table 2 Fracture network simulation parameters at different fluid volumes

    從表2 可以看出,在不改變其他施工條件的前提下,增加壓裂液總量有助于增大儲層改造體積,改善壓裂效果。

    3 現(xiàn)場應用

    3.1 施工設(shè)計

    N199 平2 井的壓裂裂縫模擬如表3 所示。大液量大排量低砂比壓裂可形成復雜縫網(wǎng),達到體積壓裂效果,設(shè)計方案可以滿足施工要求,如圖2 所示。

    表3 裂縫幾何形態(tài)參數(shù)Table 3 Fracture geometry parameter

    為了驗證模擬參數(shù)的可行性,現(xiàn)場通過優(yōu)化的施工方案進行體積壓裂,加砂方式一是用小階梯式(少量加砂5 m3左右,占總加砂量的8%,打磨地層,溝通天然裂縫);二是主體段塞式(變粒徑,由大到小,前置液使用40/70 目陶粒,攜砂液使用30/50 目石英砂)。小階梯式先用低砂比3%,分段按照2%的比例逐漸增加砂比,目的與加大前置液一樣,讓造縫的壓裂液含砂量少一點,以減少阻力和沉降。主體段塞式加砂實際是更進一步降低砂比,重新從8%的砂比增加到15%,注入一個段塞后用滑溜水將砂段塞向地層裂縫深部推進。

    圖2 N199 平2 井1-2 段壓裂裂縫剖面模擬圖Fig.2 Fracture profile simulation of 1-2 section of Well N199 Ping 2

    現(xiàn)場施工時,第2 段采用簇式射孔+速鉆橋塞分段壓裂,施工排量12.0 m3/min,施工地面最高泵壓40 MPa,破裂壓力 31.8 MPa,工作壓力 17~20 MPa,停泵壓力8.4 MPa,最大砂比15%,總?cè)氲刂蝿┝?0 m3,液量1 175.8 m3。施工壓力平穩(wěn),完成設(shè)計加砂100%。主要參數(shù)如圖3 所示。

    圖3 N199 平2 井長6 油層第2 段壓裂施工曲線Fig.3 Fracturing construction curve of the second section of Chang 6 reservoir in Well N199 Ping 2

    3.2 裂縫監(jiān)測

    為了全方位識別人工裂縫的形態(tài),優(yōu)化水平井井網(wǎng)井距,驗證設(shè)計參數(shù)的合理性,通過地面和井下2 種不同手段進行裂縫實時監(jiān)測。如表4、圖4所示,第1 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東78°,裂縫總長度207 m;第2 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東72°,裂縫總長度275 m;第5 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東77°,裂縫總長度346 m;第6 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東71°,裂縫總長度346 m;第7 段水力壓裂的人工裂縫方向是北東68°,裂縫總長度239 m。2 種監(jiān)測結(jié)果基本一致,整體來看壓裂裂縫東西兩翼基本相等,改造較為充分。各段微地震事件緊密相連但又沒有重復改造現(xiàn)象,從目前監(jiān)測結(jié)果看段間距簇間距設(shè)計較為合理。

    如圖4 所示,監(jiān)測井N199 直井已經(jīng)投產(chǎn),要求在射孔段上方打橋塞隔斷射孔處產(chǎn)出的氣泡,以避免氣泡產(chǎn)生的噪音干擾對微地震事件的監(jiān)測。根據(jù)現(xiàn)有條件,采用12 級Maxiwave 三分量檢波器接收,檢波器級間距定為20 m,并綜合考慮N199 直井已進行射孔,檢波器下井安全且位置盡可能靠近壓裂目的層上下,所以12 級三分量檢波器實際下放測深位置為305~525 m,間距20 m,檢波器和壓裂位置的距離在166~987 m 左右,滿足接收條件。本次工作對南199 平2 井8 層的壓裂進行了微地震井中監(jiān)測7 段316 個事件點,分別展示了微地震事件定位的俯視圖及側(cè)視圖。井下裂縫監(jiān)測距離超過600 m時,微地震事件越來越少,4~7 段微地震信號較多,監(jiān)測效果較好。由于埋深較淺,壓力系數(shù)較低,巖石破裂能量較低,震級較小,在-3.56 至-2.66 之間。

    表4 裂縫監(jiān)測統(tǒng)計結(jié)果Table 4 Statistical results of fracture monitoring

    圖4 壓裂監(jiān)測整體微地震事件俯視圖及側(cè)視圖(橫縱坐標/m)Fig.4 Top view and side view of the overall microseismic event of fracturing monitoring

    如圖5 所示,統(tǒng)計分析4~7 段微地震事件擴展與液量關(guān)系,當進入地層液量從100 m3到700 m3時,總體裂縫延伸明顯,縫長、縫高及縫寬在圖中呈上升趨勢。第4 段在400~800 變化最為劇烈呈3 段階梯狀,裂縫長度由100 m 增加到291 m 后趨于穩(wěn)定,第5 段相比第4 段變化相對較緩也呈三段式階梯狀,裂縫長度由209 m 增加到346 m 后趨于穩(wěn)定,第6 段在300~900 m 時變化明顯呈四段階梯狀,裂縫長度由102 m 增加到346 m 后趨于穩(wěn)定,第7 段相對前面變化較為平緩。液量達到800~900 m3時,持續(xù)增加液量,裂縫向外擴展較少,建議同等地質(zhì)條件、同等射孔方式、排量情況下,總液量控制在800~900 m3。

    3.3 效果評價

    如表5 所示,大液量大排量低砂比滑溜水壓裂入地液量是其他壓裂的2.5~3.5 倍,壓后返排率低于10%,大量液體進入地層未返出,一定程度上彌補了地層虧空,有利于后期穩(wěn)產(chǎn)。

    如表6 所示,同一井組地質(zhì)條件基本相同情況下,采用大液量大排量低砂比滑溜水壓裂的N199平2 井初周月的日產(chǎn)油是采用TDY 壓裂的N199平3 井的1.7 倍,是橋塞壓裂的1.2 倍。隨著投產(chǎn)時間的延續(xù),油井含水下降,產(chǎn)量趨于穩(wěn)定。大液量大排量低砂比滑溜水壓裂穩(wěn)定日產(chǎn)油達到9.5 t/d 是其他壓裂方式的2 倍多。

    N199 試驗井采用大規(guī)模壓裂,增大與儲層的接觸面積,提高單井產(chǎn)量。因為大排量大液量有利于形成復雜的裂縫形態(tài),使支撐劑在裂縫中有效地鋪展,從而使有效裂縫與儲層的接觸面積最大化。與此同時,砂比越高,使更多的支撐劑沉降,沿著井口形成環(huán)形砂堆,不利于攜砂液快速進入已經(jīng)形成的裂縫中。試驗結(jié)果表明,大液量大排量低砂比滑溜水分段壓裂工藝具有良好的推廣應用前景。

    圖5 N199 平2 第4~7 段施工液量與裂縫擴展分析Fig.5 Working fluid volume and fracture propagation analysis of section 4-7 of Well N199 Ping 2

    表5 N199 井區(qū)壓裂參數(shù)對比Table 5 Comparison of fracturing parameters of well block N199

    表6 N199 井區(qū)不同壓裂方式產(chǎn)量對比Table 6 Production comparison between different fracturing modes in well block N199

    4 結(jié)論

    (1)大排量滑溜水造縫時由于黏度低,在地層中所遇阻力小于膠液,可造成更長、更復雜的裂縫,增加了改造體積;壓裂液的泵入液總量增大也有助于增加儲層改造體積,改善壓裂效果。

    (2)地面與井下2 種手段同時進行裂縫實時監(jiān)測,得出人工裂縫形態(tài)解釋結(jié)論基本相同,微地震事件緊密相連,無重復改造,壓裂改造較為充分,段間距及簇間距均勻分布,段間距20 m,每段5 簇射孔較為合理。

    (3)大液量大排量的滑溜水壓裂利用主體段塞及變粒徑加砂方式,當進入地層的液量達到800~900 m3時,持續(xù)增加液量,總體裂縫裂縫向外擴展較少。大液量大排量低砂比分段壓裂技術(shù)投產(chǎn)效果好于其他壓裂方式,油井穩(wěn)定日產(chǎn)油9.5 t/d,是其他壓裂方式的2 倍多,增產(chǎn)效果顯著。

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