南部探區(qū)致密油藏體積壓裂參數(shù)優(yōu)化

閆新智，雷俊杰，任 劍

(延長油田股份有限公司，陜西延安 716000)

2010年，延長油田提出“延長下面找延長”的石油勘探理念。伴隨三疊系延長組下組合探明儲量規(guī)模不斷擴大，年均探明儲量3.0×107t，已占到當(dāng)年探明儲量的30%左右，其中致密油儲量占下組合探明儲量的96%。致密油產(chǎn)量占比逐漸加大，2013年產(chǎn)量為6.4×105t，2014年產(chǎn)量為8.6×105t，2015年產(chǎn)量達1.0×106t。根據(jù)延長油田致密油潛力研究成果，延長油田致密油資源量達7.5×108t，其中南部探區(qū)長6、長7、長8、長9油層組為典型的致密油藏，致密油已成為油田南部勘探開發(fā)的主力接替層系，展示出較大的勘探潛力。

因為儲層物性、注采井網(wǎng)、壓裂方式等地質(zhì)及工藝參數(shù)的影響，常規(guī)壓裂工藝單一增加縫長來實現(xiàn)超低滲油藏尤其是致密油高效勘探開發(fā)較為困難，隨著致密油的勘探開發(fā)，在壓裂改造技術(shù)手段上尋求突破已經(jīng)不可避免?！绑w積壓裂”技術(shù)手段為這類問題提供了解決方法，該技術(shù)現(xiàn)已廣泛應(yīng)用于國內(nèi)外的致密油氣藏開發(fā)，成為非常規(guī)油氣藏經(jīng)濟有效開發(fā)的關(guān)鍵核心技術(shù)，也將成為支撐延長油田致密油勘探開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。在實施過程中，因?qū)w積壓裂技術(shù)選井、選層無統(tǒng)一認識，所以措施實施后效果差異較大。通過本文的研究，優(yōu)化體積壓裂施工參數(shù)，為體積壓裂措施選井、選層提供理論依據(jù)，提高致密油勘探開發(fā)效果。

1 南部探區(qū)壓裂選層依據(jù)

南部探區(qū)面積為20 492.7 km2，已發(fā)現(xiàn)長2、長3、長4+5、長6、長7、長8、長9、長10等8套含油層系，累計探明地質(zhì)儲量2.3×108t，勘探開發(fā)的主力層系為長2、長4+5、長6、長7、長8油層組。根據(jù)X油田致密油定義，初步確定出南部探區(qū)富縣、甘泉、黃陵、旬邑地區(qū)長6、長7、長8等層位為致密油層，勘探面積為9 201 km2。如圖1a所示，儲層孔隙度主要集中在5%～35%之間；由圖1b可見，儲層滲透率在統(tǒng)計上相關(guān)性不強。長7層的孔隙度和滲透率均不能單獨作為選層依據(jù)。如圖1c所示，儲層含油飽和度主要集中在20%～70%之間；由圖1d可見，壓后產(chǎn)量與儲層含油飽和度存在一定正相關(guān)關(guān)系，聲波時差與壓后產(chǎn)量存在一定的正相關(guān)關(guān)系，整體比較發(fā)現(xiàn)聲波時差值越大的儲層其壓后效果較好。如圖1e所示，定義產(chǎn)量大于1 m3/d的為高產(chǎn)井，產(chǎn)量低于1 m3/d的為低產(chǎn)井，可以發(fā)現(xiàn)當(dāng)聲波時差(Δt)大于222 μs/m且電阻率(RT)大于40 Ω·m時，此區(qū)域內(nèi)高產(chǎn)井的數(shù)量更多，可以作為體積壓裂選井的依據(jù)。由圖1f可知，當(dāng)孔隙度大于5.2%且滲透率大于0.16 mD時，此區(qū)域內(nèi)高產(chǎn)井的數(shù)量更多，可以作為體積壓裂選井的依據(jù)。分析整理，最終建立了長7層位體積壓裂選井選層判別依據(jù)：Δt>223 μs/m、RT>52 Ω·m、孔隙度>6.6%、滲透率>0.18 mD、含油飽和度>30%。

2 體積壓裂射孔方式優(yōu)化

裂縫的轉(zhuǎn)向由裂縫起裂位置處的總轉(zhuǎn)向角度的大小決定。如果射孔孔眼與最小破裂壓力處重合，則轉(zhuǎn)向角度較??；如果二者存在一定的角度，則轉(zhuǎn)向角度較大，造成高摩擦阻力，井筒憋壓，為后續(xù)裂縫的產(chǎn)生創(chuàng)造有利條件。

如圖2a所示，在射孔方位和遠場主應(yīng)力一定的情況下，破裂壓力隨著射孔角度(與最大水平應(yīng)力夾角)的增加而呈現(xiàn)升高的趨勢：破裂壓力開始變化不大，當(dāng)射孔方位大于 40°后，破裂壓力變化明顯；當(dāng)射孔方位大于 80°后，破裂壓力變化趨于穩(wěn)定。目前，X油田南部探區(qū)普遍采用90o相位角，實際射孔孔眼方位與理想起裂方位可以相差30o，因此裂縫可能在與理想起裂位置成30o周向角度的地方起裂，為產(chǎn)生多裂縫創(chuàng)造了條件。

利用有限元軟件模擬計算地層破裂壓力與射孔密度的關(guān)系，射孔相位角取為0°，其他條件與上述一致，計算得到在l m范圍內(nèi)變化的射孔數(shù)目，結(jié)果如圖2b所示。隨著射孔密度的增加，起裂壓力整體呈降低趨勢。當(dāng)射孔眼由16個/ m增大到20個/m時，起裂壓力降低較明顯。根據(jù)L206的參數(shù)，通過壓裂軟件計算出不同射孔個數(shù)對改造體積(SRV)的影響。從圖2c可以看出，當(dāng)射孔個數(shù)增加的時候，平均縫寬一直增加，當(dāng)射孔數(shù)大于13個/ m時，增加幅度變緩。射孔數(shù)為10個/ m、12個/ m時的SRV接近，孔密為13個/ m時的SRV最高。目前，南部探井射孔密度參數(shù)選用10個/m和13個/m居多，屬中等密度?；谟嬎憬Y(jié)果，建議射孔孔數(shù)選取13個/m。

圖1 長7層位物性與產(chǎn)量關(guān)系Fig.1 Relationship between physical properties and yield of Chang 7 layer

射孔眼直徑分別取8 mm、10 mm、12mm、14 mm和16 mm，利用有限元軟件計算得到的射孔眼直徑與起裂壓力關(guān)系，如圖2d所示。隨著射孔眼直徑的逐漸增加，起裂壓力逐步降低。當(dāng)射孔孔徑增加的時候，平均縫寬一直增加。射孔孔徑從10～14 mm時，SRV逐漸增加并且在14 mm時達到最高值。射孔孔徑從14～16 mm時，SRV先下降后保持不變，如圖2e所示。因此，結(jié)合降低破裂壓力的計算結(jié)果，建議射孔孔徑為12～14 mm。

不同射孔彈的型號直接影響射孔眼的深度范圍，通過開展模擬計算，分別取射孔深度為0.3 m、0.5 m、0.8 m、1.2 m和1.5 m，其余計算參數(shù)與上述方案一致，計算結(jié)果如圖2f所示。由圖可知，當(dāng)在射孔根部起裂時，隨著射孔深度的增加，起裂壓力先減小后增加。當(dāng)射孔深度較小時，由于鉆井導(dǎo)致近井筒地帶地應(yīng)力的變化沒有完全消除，裂縫起裂受到限制；當(dāng)射孔深度增大時，井筒地帶地應(yīng)力的影響可忽略不計，使得孔眼根部的起裂壓力降低，因此起裂壓力增加。

圖2 射孔方式優(yōu)化Fig.2 Optimization of perforation mode

3 體積壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

壓裂施工參數(shù)對于裂縫形態(tài)有重要影響，壓裂施工過程中的壓裂液性質(zhì)、支撐劑性能、施工排量等參數(shù)對裂縫的起裂、裂縫閉合后的形態(tài)都有著重要影響，因此優(yōu)化壓裂施工參數(shù)，對于體積壓裂施工改造有重要意義。裂縫的真實形態(tài)是極其不規(guī)則的，真實存在復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，一般壓裂液注入量與裂縫網(wǎng)絡(luò)長度呈正相關(guān)關(guān)系，如圖3所示。

圖3 注入壓裂液量與縫網(wǎng)長度關(guān)系圖Fig.3 Relationship between the amount of fracturing fluid injected and the length of the net

圖4是液量對縫寬、SRV、縫高和縫長的影響。整體而言，裂縫長、縫寬和SRV都是隨液量增加而增加的，但在液量達到600 m3后，裂縫長度呈現(xiàn)增長變緩的趨勢。然而此時，SRV和平均縫寬的增加程度有了明顯的上升，因此綜合考慮縫長和SRV的增長幅度與施工成本，壓裂液用量在600～700 m3左右較為合適。

由圖5a可見，壓裂液黏度對縫網(wǎng)擴展復(fù)雜度具有一定的影響。是否選擇的工作液黏度越低越好，這還需要考慮在一定黏度流體施工下，對應(yīng)需要多大施工排量才能達到縫網(wǎng)擴展的施工凈壓力，這需要結(jié)合相應(yīng)的施工參數(shù)對縫網(wǎng)擴展的影響進行對比分析。

由圖5b可見，壓裂液黏度對裂縫形態(tài)參數(shù)的影響較大，可使平均縫寬增加30%～300%；壓裂液黏度大于100 mPa·s時對改造體積的影響非常大，因此要形成體積壓裂的效果，需要合理地控制高黏度的胍膠壓裂液用量。同時宜采用壓裂液的多種液體體系，利用6～9 mPa·s的滑溜水和30～40 mPa·s的基液在用胍膠主加砂之前溝通延伸更多的支裂縫系統(tǒng)，充分擴大改造體積。

利用壓裂軟件計算前置液排量對改造體積的影響，結(jié)果如圖6所示，其中，圖6a表示的是排量與改造體積和縫寬的關(guān)系，圖6b表示的是排量與縫高和縫長的關(guān)系。在排量為2～10 m3/min下對比模擬壓裂裂縫參數(shù)表明，隨排量增加，壓裂縫寬、縫高、SRV都加大，在8 m3/min以上增速減緩。排量的增加會導(dǎo)致縫長小幅度降低，因此綜合考慮儲層的改造體積和裂縫形態(tài)，以及壓裂施工設(shè)備的條件，較為適宜的壓裂施工排量為8～10 m3/min。

圖4 液量對裂縫參數(shù)的影響Fig.4 Influence of liquid volume on fracture parameters

圖5 壓裂液黏度對裂縫參數(shù)的影響Fig.5 Influence of fracturing fluid viscosity on fracture parameters

圖6 排量與裂縫參數(shù)的關(guān)系Fig.6 Relationship between displacement and fracture parameters

前置液滑溜水體系的作用是溝通地層中的天然裂縫，以達到體積改造的目的。前置液滑溜水關(guān)系著施工的成敗，但是過多的滑溜水不但增加成本、加大地層濾失量，還影響最終的鋪砂剖面。同時，確定中黏基液和高黏胍膠壓裂液量是攜砂過程的主要階段，在擴大改造體積的基礎(chǔ)上，要盡可能地提高縫長、縫寬及主裂縫的導(dǎo)流能力。

從圖7a中可以看出，隨著滑溜水液量所占比例增加，SRV將大幅度上升，當(dāng)滑溜水比例大于36%的時候，SRV增加幅度開始變緩。與此同時，平均縫寬隨著滑溜水比例的增加將下降30%～40%，當(dāng)前置液比例為40%時，縫寬僅有0.32 cm，導(dǎo)致有效導(dǎo)流能力較低。從圖7b中可以看出，滑溜水比例的增加會大幅度提高裂縫的長度，但是對縫高的影響不大。綜合考慮SRV和裂縫的長度以及后期加砂的因素，本區(qū)塊體積壓裂的滑溜水比例在32%～36%比較合適。

圖7 滑溜水比例與裂縫參數(shù)的關(guān)系Fig.7 Relationship between the ratio of slippery water and fracture parameters

從圖8中可以看出，胍膠壓裂液比例的增加會大幅度降低整體的SRV和有效縫長，因為壓裂液黏度越高，越容易在壓裂初期使裂縫在縱向上過渡延伸，形成較高的縫高，從而減少了液體在縫長方向上的凈壓力。此外，高黏度的壓裂液也不容易溝通天然裂縫，擴大壓裂裂縫的溝通范圍。由于胍膠壓裂液能夠較好地攜帶重中粒徑高砂比支撐劑，從而提高主裂縫的導(dǎo)流能力，保持儲層的長期生產(chǎn)，因此綜合考慮SRV的下降幅度以及裂縫的導(dǎo)流能力，胍膠壓裂液比例為32%～40%比較合適。

從圖9中可以看出，當(dāng)平均砂液比大于13.5%時，裂縫的導(dǎo)流能力上升幅度變緩，主裂縫和分支縫都能得到有效支撐。因此對于南部探區(qū)致密砂巖儲層，加砂強度為13%～14%時較為合適，具體井層還應(yīng)進一步優(yōu)化?？紤]到后期胍膠壓裂液對SRV改造的影響，可以在中期基液的部分適當(dāng)提高砂比，減少壓裂施工后期的胍膠壓裂液用量。

圖8 胍膠壓裂液比例與裂縫參數(shù)的關(guān)系Fig.8 Relationship between guar gum fracturing fluid ratio and fracture parameters

圖9 平均砂液比對裂縫導(dǎo)流能力的影響Fig.9 Influence of average sand-to-liquid ratio on fracture conductivity

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 壓裂方案設(shè)計

F117井壓裂長7段儲層，采取大排量混合水壓裂方式索取該油層的地質(zhì)資料和產(chǎn)能，探索該壓裂方式在特低滲油層的適用性。采用混合水壓裂工藝，提高裂縫凈壓力，迫使天然微裂縫、裂隙張開，并與人工主裂縫相匹配，形成較大的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，更大限度地擴大油藏的泄油體積和傳導(dǎo)壓力的能力，提高單井產(chǎn)量。

F117井長7層的基本概況為：井段為1 454.5～1 456 m/1 462.5～1 464 m，厚度為1.5 m/1.5 m，電阻率為24.18 Ω·m/25.32 Ω·m，孔隙度為9.48%/8.77%，滲透率為1.16 mD/0.8 mD，含油飽和度為29.86%/12.29%，電測解釋為差油層/含油水層。長7油套同注混合水壓裂，加粉陶15 m3、石英砂60.0 m3，累計產(chǎn)液234.3 m3、油6.3 t、水228 m3。穩(wěn)定日產(chǎn)油1.6 t，穩(wěn)定日產(chǎn)水10 m3，含水率為86%，氯根為14 180 mg/L，試油結(jié)論為含油水層。F117井射孔數(shù)據(jù)見表1，體積壓裂施工參數(shù)優(yōu)化如表2和圖10所示。

4.2 壓后效果評估

F117井體積壓裂最高日產(chǎn)油1.8 t、穩(wěn)定日產(chǎn)油1.6 t、產(chǎn)液量為11.6 t。周圍鄰井為常規(guī)壓裂，產(chǎn)液量分別為13.42 t、1.39 t、8.2 t、7.05 t，最高日產(chǎn)油分別為1.37 t、3.0 t、1.6 t、2.3 t，穩(wěn)定日產(chǎn)油分別為0.32 t、0.29 t、1.6 t、0.75 t。通過對比分析，可以發(fā)現(xiàn)體積壓裂井的產(chǎn)液量是周圍常規(guī)井平均產(chǎn)液量的1.55倍，表明體積壓裂形成了更大的改造范圍，由于改造層位為含油水層，產(chǎn)水量較高，因此其產(chǎn)油量的穩(wěn)產(chǎn)效果相比常規(guī)壓裂要好些。

表1 F117井射孔數(shù)據(jù)表Table 1 Perforation data sheet of F117 well

表2 F117井體積壓裂壓裂施工參數(shù)表Table 2 Volume fracturing fracturing construction parameter table of F117 well

圖10 F117井施工參數(shù)優(yōu)化Fig.10 Construction parameter optimization of well F117

5 結(jié)論

(1)長7層位選井選層依據(jù)為Δt>223 μs/m、RT>52 Ω·m、孔隙度>6.6%、滲透率>0.18 mD、含油飽和度>30%。

(2)根據(jù)多簇裂縫同時起裂和盡可能形成復(fù)雜裂縫的原則，優(yōu)化射孔參數(shù)的孔徑為12～14 mm、孔密為13個/m、射孔長度為1 m。

(3)致密砂巖儲層體積縫網(wǎng)壓裂方式主要是采用大排量、大液量、滑溜水+基液+胍膠的壓裂設(shè)計及控制工藝，滑溜水有利于提高縫內(nèi)凈壓力，從而在地層中形成復(fù)雜的縫網(wǎng)形態(tài)，再通過基液進一步擴大縫網(wǎng)控制體積，然后通過胍膠壓裂液攜砂填充主裂縫。優(yōu)化南部探區(qū)體積壓裂施工排量為8～10 m3/min、壓裂液規(guī)模為500～700 m3、滑溜水百分比為32%～36%、胍膠壓裂液比例為32%～40%、平均砂液比為13%～14%。