瑪18井區(qū)壓裂支撐劑適應性研究

田 剛，肖 陽，石善志，何 文，李桂霞，劉子龍

(1.中國石油新疆油田分公司,新疆 克拉瑪依 834000；2.成都理工大學，四川 成都 610059；3.成都理工陽光能源科技有限公司，四川 成都 610059)

0 引 言

瑪18井區(qū)百口泉組油藏為受斷裂控制的巖性-構造油藏，分布廣泛，目前主要使用水平井開采。隨著該井區(qū)水平井射孔及壓裂段、簇數(shù)呈現(xiàn)逐年增加趨勢，目前壓裂支撐劑仍使用陶粒為主，單井開發(fā)成本變高[1-2]。為降低成本，現(xiàn)場采用混合支撐劑，即石英砂部分替代陶粒，取得較好初期效果。截至2018年，在瑪18井區(qū)共18口井開展石英砂替代陶粒試驗，現(xiàn)場實際施工用石英砂1.03×104m3，累計節(jié)約費用約2 570×104元，對比15口試驗井平均日產(chǎn)油為26.16 t/d，8口全陶粒壓裂井平均日產(chǎn)油為29.79 t/d，初期日產(chǎn)油量基本持平。目前，石英砂代替部分陶粒作為混合支撐劑的適應性及長期效果還有待于進一步研究。因此，對全陶粒支撐劑混合支撐劑的導流能力與壓后效果進行綜合分析，論證石英砂部分代替陶粒的可行性，為進一步開展石英砂和陶粒的優(yōu)化設計進行指導。文中隨機選取MaHW6133井作為研究對象，進行壓裂后效果評價。

1 混合粒徑支撐劑導流能力實驗

采用ZCJ-200導流能力測試裝置、ZCJ-300長期導流能力測試裝置測試巖板長導實驗支撐劑嵌入情況，并針對石英砂、陶粒體積比為1∶1的混合支撐劑和全陶粒支撐劑，分別測試不同鋪置方式(中、高鋪砂濃度)和不同閉合壓力(10、20、30、40、50、60、70 MPa)下的裂縫導流能力[3]。

圖1為不同支撐劑在不同鋪置方式下的導流能力。由圖1可知，在中、高鋪砂濃度下，全陶粒支撐劑的導流能力均比混合支撐劑高，混合支撐劑的效果明顯不如全陶粒支撐劑。巖板長導實驗支撐劑嵌入測試結果表明：支撐劑的嵌入問題較嚴重，且嵌入存在明顯的分區(qū)域特征，在礫石顆粒的膠結區(qū)域，支撐劑的嵌入深度較大，導致區(qū)域壓實明顯；在礫石顆粒區(qū)域，支撐劑的嵌入深度較淺，在局部區(qū)域由于應力集中使得礫石顆粒出現(xiàn)破碎。雜基巖樣支撐劑嵌入是裂縫導流能力主控因素，礫石顆粒本身無滲流能力，膠結區(qū)域嵌入形成壓實帶，使流體流動的通道復雜，對基質滲流能力造成較大的影響。

圖1 不同支撐劑的導流能力

圖2為混合粒徑支撐劑不同鋪置方式導流能力測試結果。由圖2可知：在中等鋪砂濃度情況下，當閉合壓力大于30 MPa以后，隨閉合壓力增加，裂縫導流能力下降明顯，分段式的鋪砂方式導流能力較高，因此，可考慮采用石英砂尾追陶粒的方式注入；在高鋪砂濃度下，對比中等鋪砂濃度，裂縫導流能力明顯增加，特別是在高閉合壓力情況下，可采用增大鋪砂濃度提高裂縫的導流能力。

圖2 混合粒徑支撐劑不同鋪置方式的導流能力

2 儲層壓裂后特性分析

2.1 小型壓裂測試

考慮濾失面積隨時間變化的質量守恒方程可得出G函數(shù)的表達式[4]：

(1)

Ge2=C(tp)(t/tp)αc3βc2

(2)

式中：αa為濾失面積參數(shù)，m/min0.5；αc2為關井期間的濾失參數(shù)，m/min0.5；Ge2為關井期間有效濾失系數(shù)，m/min0.5；C(tp)為與時間t有關的總濾失系數(shù)，m/min0.5；tp為泵注時間，min；βc2為泵注期間濾失比例參數(shù)；βc2為關井期間濾失比例參數(shù)；θ為無因次時間；λ、ξ分別為無因次水平縫長、寬；G為總濾失系數(shù)，m/min0.5；αc3為裂縫閉合后濾失面積參數(shù)，m/min0.5；t為裂縫閉合時間，s。

2.2 閉合后分析

閉合后分析的目的是從壓裂井后期的壓力響應，確定儲層滲透率以及地層壓力。Nolte推導了一個閉合后時間函數(shù)[5]：

pf-pi=mRFR(t-tc)

(3)

FR(t,tc)=1/4ln(1+Xtc/Δt)

(4)

(5)

(6)

式中：pf為井底壓力，MPa；pi為儲層壓力，MPa；V為液體體積，m3；tc為閉合后時間，min；K為滲透率，mD；h為儲層厚度，m；x為折算系數(shù)；μ為液體黏度，mPa·s；Xtc為停泵后折算系數(shù)；Δt為停泵時間，s；mR為應力閉合梯度，MPa/m；FR為壓力差異系數(shù)。

2.3 MaHW6133井壓裂后解釋

(1) 階梯降。由于難于獲得施工過程中的井底壓力，則需要考慮井筒中摩阻的影響，且摩阻與排量成正比關系。運用解析的方法，選取階梯降過程中不同的排量，通過設置摩阻來匹配壓力的損失。階梯降確定近井筒摩阻，了解壓裂裂縫的復雜程度，分析裂縫擴展及延伸的能力。通過階梯降分析得到目標井在2.70 m3/min排量下的摩阻為2.9 MPa，在4.33 m3/min排量下的摩阻為6.6 MPa。

(2) 階梯升。通過階梯降獲得了每一階段排量所對應的摩阻后，找出2條不同斜率的切線交點，即為儲層中流體從徑向流到線性流的臨界點，確定裂縫的延伸壓力。階梯升可確定裂縫延伸壓力和裂縫閉合壓力上限值，有助于分析施工壓力和裂縫延伸的程度，從而確定施工排量。通過階梯升計算得目標井的延伸壓力為68.5 MPa。

(3) Horner曲線分析。選取Horner時間和地面壓力曲線前半段的切線段，用Horner曲線來確定閉合壓力的最小值，為最小主應力分析提供參考范圍值[6-7]。計算分析得到閉合應力為62.2 MPa。

(4) Regression回歸分析。在Nolte時間和地面壓力曲線中，利用2段直線的切線點確定停泵時間，可得到裂縫閉合壓力、凈壓力、孔隙壓力、液體效率、濾失系數(shù)等壓裂后地層參數(shù)。通過定量得到的最小主應力的值，可進一步優(yōu)化主壓裂泵注程序。測得閉合壓力為64.9 MPa，凈壓力為3.4 MPa，液體效率為0.1。

(5) 裂縫閉合后分析。選取Nolte-FR模版和地面壓力曲線前半段的切線，通過壓降數(shù)據(jù)分析計算出地層系數(shù)，得到地層壓力和流動參數(shù)[8-13]。計算得到地層系數(shù)為447.9 mD·h。

3 石英砂部分代替陶粒效果論證

研究區(qū)塊選取的混合支撐劑井均在全陶粒井附近，而致密儲層平面非均質性強，儲層性質差異較大，考慮到不同井的地質參數(shù)差異過大會使分析結果產(chǎn)生偏差，因此，首先對儲層地質條件及地質力學情況進行分析評價[14]。對全陶粒井井號采用Ma，石英砂替代井號采用MA。

對瑪18區(qū)塊混合支撐劑井和全陶粒井進行壓裂后特征解釋(表1)，混合支撐劑井的平均孔隙壓力為64.43 MPa，平均閉合壓力為72.03 MPa；全陶粒井的平均孔隙壓力為62.97 MPa，平均閉合壓力為68.88 MPa，表明石英砂替代井和全陶粒井的地層能量和巖石力學等地質情況基本相同。

表1 不同支撐劑井壓裂后評估分析

表2為液體效率及地層系數(shù)對比情況。由表2可知：混合支撐劑井和全陶粒井的平均液體效率約為0.13，液體返排量接近，表明2種井壓裂后改造裂縫效果類似，均出現(xiàn)了類似的人工縫網(wǎng)；全陶粒支撐劑井的平均地層系數(shù)為702.72，混合支撐劑的平均地層系數(shù)為447.57，遠低于全陶粒支撐劑的地層系數(shù)，表明混合支撐劑井的改造效果遠不如全陶粒井。

表2 液體效率及地層系數(shù)對比

進一步分析生產(chǎn)資料可知：在相同的工作制度下，混合支撐劑井平均生產(chǎn)225 d，累計壓力降為15.75 MPa，平均日壓降為0.07 MPa/d；全陶粒井平均生產(chǎn)295 d，累計壓降為14.13 MPa，平均日壓降為0.05 MPa/d(表3)?；旌现蝿┚热樟＞膲毫档每?。短期2種井的生產(chǎn)能力接近，但隨著時間的增加，石英砂替代的不足便會體現(xiàn)出來。目前混合支撐劑井平均油壓為10.72 MPa，全陶粒井的平均油壓為13.21 MPa，全陶粒井依舊保持較高的壓力繼續(xù)開采。

表3 壓降、累計生產(chǎn)天數(shù)和近期壓力對比

采用生產(chǎn)試井法對2種井的動態(tài)儲量進行分析(表4)。結果表明，開井后短期內2種井產(chǎn)量相近，但混合支撐劑井的動態(tài)儲量僅為全陶粒井動態(tài)儲量的一半，因此，石英砂在高埋深儲層和高閉合應力情況下無法替代陶粒。主要原因是在70 MPa的閉合應力下，石英砂的強度無法滿足支撐裂縫的要求，無法達到足夠的導流能力，而陶粒有足夠強度支撐裂縫，即陶粒井的地層系數(shù)會高于石英砂替代井。

在瑪18井區(qū)共開展石英砂替代陶粒試驗18口井，累計節(jié)約費用約為2 570×104元，按照平均動態(tài)儲量進行對比，1口全陶粒支撐劑井比混合支撐劑井多出4.410 3×104t動態(tài)儲量，按18口井的采收率為10%計算，原油累計增產(chǎn)7.938×104t，按油價3 100/t進行估算總利潤高達2.46×109元，遠超出石英砂替代陶粒節(jié)約支撐劑的費用。

表4 動態(tài)儲量對比

4 結論及建議

(1) 在中等鋪砂濃度下，當閉合壓力大于30 MPa后，隨著閉合壓力的增加，裂縫導流能力下降明顯，可用分段式的鋪沙方式提高導流能力；閉合應力較高時，增大鋪砂濃度可有效提高裂縫的導流能力。

(2) 通過儲層壓裂后評價解釋，瑪18井區(qū)儲層閉合壓力為64.47～80.69 MPa，孔隙壓力為51.62～71.37 MPa，液體效率平均為0.13；混合支撐劑井的地層系數(shù)低于全陶粒井地層系數(shù)；混合支撐劑井的動態(tài)儲量低于全陶粒井動態(tài)儲量；混合支撐劑井平均日壓降高于全陶粒井平均日壓降。

(3) 當閉合應力大于70 MPa時，壓裂評估效果表明：在裂縫改造類型相同，混合支撐劑井的地質情況略好于全陶粒井的情況下，改造的效果仍不如全陶粒井；從動態(tài)儲量、日均壓降情況經(jīng)濟評價綜合分析認為，石英砂替代陶粒效果并不理想，建議后續(xù)壓裂井繼續(xù)采用全陶粒支撐劑。