大規(guī)?；锼畨毫褏?shù)優(yōu)化研究與應(yīng)用

張 磊，劉安邦，鐘亞軍，張永飛，王建平

(1. 陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，西安 710075；2. 陜西省頁巖氣勘探開發(fā)工程技術(shù)研究中心，西安 710075；3. 延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716001)

0 引言

延長油田東部油區(qū)屬于典型的淺層低滲油藏，壓力低，地層能量不足，物性差，生產(chǎn)井普遍采用瓜膠壓裂液施工，壓后呈現(xiàn)產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)時間短及遞減較快的問題[1]。為了解決上述問題，借鑒延長油田陸相頁巖氣藏開發(fā)的成功經(jīng)驗，引入大規(guī)?；锼畨毫鸭夹g(shù)?；锼畨毫鸭夹g(shù)是在清水壓裂的基礎(chǔ)上逐步發(fā)展并完善的一項重要的壓裂增產(chǎn)工藝技術(shù)，普遍應(yīng)用于致密油、頁巖氣等非常規(guī)油氣藏[2]。與常規(guī)瓜膠壓裂液相比，滑溜水壓裂液具有低摩阻、低黏度的特點(diǎn)，更利于產(chǎn)生復(fù)雜的縫網(wǎng)，滑溜水壓裂液黏度比較低，為了實現(xiàn)支撐劑的攜帶效果必須以較大的排量進(jìn)行施工，同時由于大量壓裂液進(jìn)入地層，也達(dá)到了補(bǔ)充地層能量的目的[3-4]。該文優(yōu)化了壓裂液體系和壓裂施工參數(shù)，采取純滑溜水、大排量、大液量、低砂比的水平井壓裂工藝，在李××、南××等井區(qū)開展了大規(guī)?；锼畨毫言囼?，在現(xiàn)場應(yīng)用中取得了更高的產(chǎn)量和更長的穩(wěn)產(chǎn)期，達(dá)到了提高單井產(chǎn)量的預(yù)期效果。

1 油藏特征

李××、南××等井區(qū)皆在同一個油區(qū), 都屬于延長組長6油層, 該區(qū)域總體上呈現(xiàn)寬緩的西傾單斜, 東高西低。每層的構(gòu)造特征都大體一致, 總體發(fā)育呈寬緩的鼻狀隆起構(gòu)造[5]。該區(qū)長6儲層的巖性以細(xì)粒長石砂巖為主, 顆粒的粒徑為0.05～0.70 mm。砂巖的主要礦物成分中長石占30%～74%, 平均49.7%；石英占8%～33%, 平均19.9%；巖屑占1%～16%, 平均6.4%；黑云母占1%～13%, 平均4.1%。巖屑主要有變質(zhì)巖屑、火成巖屑及少量沉積巖屑。填隙物以自生礦物為主, 平均含量為6.9%, 主要為綠泥石占1.0%～4.5%, 平均2.2%；濁沸石占0～7%, 平均2.7%；方解石占0～15%, 平均1.5%；石英及鈉長石占0～2.5%, 平均0.5%。

油藏受帶狀砂體控制，含油性受巖性、物性控制，為典型的特低滲巖性油藏，油層巖性、物性、含油性具典型的非均質(zhì)性特點(diǎn)。油藏埋深為442～936 m，平均油層深度為662 m；根據(jù)高壓物性資料，壓力系數(shù)約為0.72；儲層孔隙度最大值為12.75%，最小值為6.77%，平均值為8.74%；儲層滲透率最大值為7.79×10-3μm2，最小值為0.01×10-3μm2，主要分布在0.1×10-3～1.0×10-3μm2之間，平均滲透率為0.82×10-3μm2。該區(qū)域目標(biāo)儲層物性參數(shù)如表1所示，是典型的淺層低壓、低孔、低滲油藏。

表1 目標(biāo)儲層物性參數(shù)

2 滑溜水壓裂液體系選取

滑溜水壓裂液是一種在清水中加入一定量的減阻劑、黏土穩(wěn)定劑、表面活性劑等多種添加劑的新型壓裂液，又被叫做減阻水壓裂液[6-8]。減阻劑是其中最關(guān)鍵的一種添加劑，其主要作用是阻止層流向湍流轉(zhuǎn)變或者減弱湍流程度。延長油田普遍采用的減阻劑摩阻高、儲層傷害嚴(yán)重，迫切需要研發(fā)出一套適合目標(biāo)地層的滑溜水壓裂液體系[9]。

2.1 減阻劑篩選

參照大分子自組裝原則，仿照絲帶及邊界層減阻模型，采用乳液聚合方式自主開發(fā)出聚丙烯酰胺壓裂液減阻劑JHFR-2。如圖1所示，1#和2#減阻劑是傳統(tǒng)陰離子型減阻劑，在溫度為25 ℃、濃度都是1%的情況下進(jìn)行溶解試驗，可以看出，1#和2#減阻劑完全溶解后，溶液呈乳白色，并且溶液中有少量絮狀不溶物，說明1#和2#減阻劑的溶解速率慢，溶解性差；JHFR-2減阻劑溶液呈無色透明狀態(tài)，說明其溶解性好。

圖1 減阻劑溶液Fig.1 Drag-reducing solution

圖2 不同減阻劑的減阻率Fig.2 Drag reduction rate of different drag reducers

在溫度為25 ℃、流速為10 m/s條件下，測試了3種減阻劑在不同濃度下的減阻率，對比結(jié)果如圖2所示。在流速和含量都一樣的情況下，JHFR-2減阻劑的減阻率最高，減阻效果最好。在JHFR-2減阻劑含量不變的情況下，隨著流速的增加，壓裂液的減阻率呈現(xiàn)逐步升高的趨勢，但增加的幅度逐漸減小并趨于平穩(wěn)。在流速一定的情況下，隨著JHFR-2減阻劑濃度的增加，減阻率也隨之升高，減阻效果越好；但從0.10%濃度增加到0.15%濃度時，減阻率增加幅度較小，這是因為隨著含量的增加，單位體積液體中減阻劑達(dá)到了飽和，再繼續(xù)增加減阻劑含量，減阻率變化不大，趨于穩(wěn)定。因此，為了既保證減阻率又降低成本，選擇JHFR-2減阻劑的含量為0.10%。

2.2 多功能添加劑篩選

測試了3種多功能添加劑在不同濃度下的表面張力和黏土防膨性，對比結(jié)果如表2所示。同一種添加劑隨著含量的增加，表面張力越小，黏土膨脹體積也越小，但變化幅度越來越小；在0.2%的相同含量下，JHFD-3的表面張力最小，JHFD-2黏土膨脹體積最小。綜合考慮兩方面因素，選擇JHFD-2添加劑；為了保證添加劑效果，同時降低成本，選擇0.2%含量的JHFD-2添加劑。

表2 多功能添加劑評價結(jié)果Table 2 Evaluation results of multifunctional additives

結(jié)合目標(biāo)區(qū)試驗井區(qū)低孔、低滲的物性特征，加上室內(nèi)試驗篩選，決定在目標(biāo)井區(qū)采用可循環(huán)使用的低傷害減阻劑滑溜水壓裂液體系，基礎(chǔ)配方為0.1%JHFR-2減阻劑+0.2%JHFD-2多功能添加劑+0.1%JHS殺菌劑+水。該配方滑溜水壓裂液減阻效果好，可有效降低表面張力，抑制黏土膨脹，對儲層傷害小，壓后返排液可直接復(fù)配再利用。

3 壓裂施工參數(shù)確定

以長6儲層試驗區(qū)目標(biāo)井區(qū)為基礎(chǔ)，采用壓裂軟件Fracpro研究各施工參數(shù)對壓裂施工產(chǎn)生的影響，優(yōu)化施工參數(shù)。

3.1 施工排量優(yōu)化

壓裂現(xiàn)場施工時，排量的大小決定了壓裂施工效率。隨著施工排量增大，人工裂縫內(nèi)凈壓力也隨之增大，可以讓主裂縫和次生裂縫更好的溝通，使裂縫形態(tài)更加復(fù)雜，有助于提高儲層改造體積[10-11]。采用純滑溜水壓裂也需依靠大排量以增加壓裂液的攜砂能力，將支撐劑輸送至裂縫遠(yuǎn)端，實現(xiàn)對主、分、微裂縫的多級支撐。針對目標(biāo)區(qū)塊，單段選定液量800 m3、砂量60 m3、排量4～12 m3/min，采用Fracpro軟件模擬排量與改造規(guī)模的關(guān)系，結(jié)果如圖3所示。提高施工排量，裂縫的縫長以及儲層改造體積都相應(yīng)增加，但增加幅度逐漸減小，這是因為排量增加，縫高會逐漸失控，導(dǎo)致縫長增加幅度減小，浪費(fèi)能量，考慮現(xiàn)場施工客觀條件以及施工成本，該研究施工排量以10～12 m3/min為宜。

圖3 不同排量下裂縫改造參數(shù)Fig.3 Fracture modification parameters under different displacement

3.2 施工液量優(yōu)化

針對目標(biāo)區(qū)塊，單段選定排量10 m3/min、砂量60 m3、液量400～1 200 m3，采用Fracpro軟件模擬入地液量與改造規(guī)模的關(guān)系，結(jié)果如圖4所示。

圖4 不同液量下裂縫改造參數(shù)Fig.4 Fracture modification parameters under different fluid volum

增加入地液量，人工裂縫的縫長以及儲層改造體積都相應(yīng)增加，但增加幅度也呈現(xiàn)減小的趨勢，這是因為隨著入地液量增加，改造體積增大，液體和儲層壁面接觸面積也越大，濾失也就越大，當(dāng)增加的液量和濾失的液量相同時，儲層改造體積就不會再增加了，因此，在綜合考慮施工成本的基礎(chǔ)上，選擇入地液量800～1 000 m3為宜。

3.3 分段分簇優(yōu)化

在綜合考慮目標(biāo)儲層物性、應(yīng)力場特征的基礎(chǔ)上，借鑒頁巖氣成功開發(fā)經(jīng)驗，在水平井分段壓裂中取消段間距，優(yōu)化縮短簇間距，以此增強(qiáng)應(yīng)力陰影效應(yīng)，利用縫間應(yīng)力干擾促使裂縫形態(tài)更加復(fù)雜，顯著提高儲層改造程度[12-15]。針對目標(biāo)區(qū)塊，采用Fracpro軟件模擬單段不同簇數(shù)的改造體積，選定液量800 m3、排量10 m3/min、砂量60 m3，結(jié)果如圖5所示。隨著單段簇數(shù)的增加，儲層改造體積也隨之增加，增加幅度趨于平穩(wěn)。這是因為當(dāng)段內(nèi)簇數(shù)增加，簇間距逐漸減小，改造體積會逐漸飽和，當(dāng)繼續(xù)增加簇數(shù)，改造體積增加的幅度就會越來越小，結(jié)合現(xiàn)場裂縫監(jiān)測資料，每段4～6簇為宜，相當(dāng)于將簇間距縮短至10～20 m。當(dāng)每一段簇數(shù)較多的時候，為了保證每一簇人工裂縫都有效改造，可以加入暫堵劑施工。

圖5 不同簇數(shù)下裂縫改造參數(shù)Fig.5 Fracture modification parameters under different clusters

3.4 支撐劑優(yōu)選

支撐劑的優(yōu)選主要考慮2個因素：一是在壓裂施工過程中，選定的支撐劑需要在地層和施工條件下，使人工裂縫滿足一定的導(dǎo)流能力；二是選定的支撐劑貨源要廣，價位要滿足經(jīng)濟(jì)效益[16-18]。實驗表明，在相同的條件下，陶粒的導(dǎo)流能力接近石英砂的3倍。陶粒與石英砂的性能對比如表3所示，可以看出陶粒在不同的壓力條件下，導(dǎo)流能力遠(yuǎn)高于石英砂，同時破碎率也更低。

表3 石英砂與陶粒性能評價對比表

支撐劑所承受的人工裂縫閉合壓力是地層就地應(yīng)力和井底流動壓力的差值，隨著油井的生產(chǎn)，地層壓力不斷降低，就地應(yīng)力也將隨之不斷降低[19]。

P=σ-Pf

式中：P為人工裂縫閉合壓力，MPa；σ為地層就地應(yīng)力，MPa；Pf為井底流動壓力，MPa。

根據(jù)地質(zhì)和工程資料綜合分析，目標(biāo)區(qū)塊的閉合壓力為8.2～21.3 MPa，采用石英砂就能夠滿足人工裂縫的支撐要求。為了促使壓裂施工過程中形成的微裂縫、分支裂縫和主裂縫都可以有效支撐，形成連續(xù)有效地滲流通道，40～70目的支撐劑

可以進(jìn)入微裂縫和分支裂縫對裂縫進(jìn)行支撐，20～40目的支撐劑主要是對主裂縫進(jìn)行支撐?？紤]到陶粒的長期導(dǎo)流能力優(yōu)于石英砂，因此采取40～70目陶粒以及20～40目石英砂進(jìn)行組合施工。

3.5 壓裂工藝優(yōu)選

目前在延長油田廣泛使用的水平井體積壓裂工藝有2種：1)橋塞射孔聯(lián)作體積壓裂工藝技術(shù), 該工藝分段分簇間距調(diào)整靈活, 施工排量15 m3/min，壓后改造體積大；2)水力噴砂射孔+環(huán)空加砂底封拖動壓裂工藝技術(shù)(TDY)，該工藝每段只能射2簇，且簇間距固定，施工排量6～8 m3/min[20]。壓裂工藝對比如表4所示。

表4 體積壓裂工藝對比

TDY壓裂工藝不能滿足大規(guī)?；锼畨毫咽┕づ帕?0～12 m3/min，以及單段簇數(shù)4～6簇的需求，因此綜合考慮壓裂改造體積需求和施工安全，優(yōu)選橋塞射孔聯(lián)作體積壓裂工藝技術(shù)進(jìn)行壓裂施工。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

李××平1井，完鉆井深560 m，完鉆層位長6層，采用直徑139.7 mm的N80鋼級套管完井，水平段長度736 m，8段35簇，采用大規(guī)?；锼畨毫淹瓿蓧毫咽┕?，施工排量12 m3/min，施工總?cè)氲匾毫? 696 m3，破裂壓力17.9～34.4 MPa，平均工作壓力18～31 MPa，共加入石英砂286 m3，陶粒93 m3，攜沙液階段綜合砂比為8%。李××平1井壓裂參數(shù)統(tǒng)計如表5所示。

表5 李××平1井壓裂參數(shù)統(tǒng)計表Table 5 Statistical table of fracturing parameters of well Li XX Ping1

第1段壓裂施工曲線如圖6所示。由圖6可知，提高排量，壓力迅速上升，當(dāng)壓力達(dá)到34.4 MPa時，裂縫開啟，排量提高到12 m3/min并保持平穩(wěn)，壓力逐漸降低，在19 MPa上下保持平穩(wěn)，施工排量和砂量達(dá)到設(shè)計要求。圖7是通過軟件模擬得到的全井段裂縫效果圖，該壓裂液體系和施工參數(shù)有助于提高壓裂成功率。

圖6 第1段壓裂施工曲線Fig.6 Fracturing construction curve of the first section

圖7 李××平1井全井段裂縫模擬圖Fig.7 Fracture simulation diagram of the whole well section of well Li XX Ping1

李××平1井、李××平2井和南××平2井都采用大規(guī)模滑溜水壓裂，與周邊采用瓜膠壓裂液工藝的鄰井生產(chǎn)情況對比如表6所示。與瓜膠體積壓裂井相比，大規(guī)模滑溜水壓裂井平均初期產(chǎn)油增加了7.8 t，提高了124%；累計平均產(chǎn)油增加了1 556 t，提高了51%；1年穩(wěn)產(chǎn)期平均日產(chǎn)液增加了6.5 m3，提高了82%，平均日產(chǎn)油增加了1.5 t，提高了38%。結(jié)果表明，滑溜水大規(guī)模壓裂工藝增產(chǎn)效果明顯，初產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、累計產(chǎn)量都更高。

表6 大規(guī)?；锼畨毫雅c瓜膠體積壓裂生產(chǎn)情況對比Table 6 Comparison of production situation between large-scale slick water fracturing and guar gum volume fracturing

5 結(jié)論

1)延長油田東部油區(qū)屬于典型的淺層低滲油藏，壓力低，地層能量不足，物性差，油井采用常規(guī)瓜膠壓裂施工后呈現(xiàn)產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)時間短、遞減較快的問題。

2)借鑒頁巖氣開采的成功經(jīng)驗，引進(jìn)大規(guī)?；锼畨毫?，通過優(yōu)化壓裂液體系和壓裂參數(shù)，可以更好地溝通天然裂縫，形成更加復(fù)雜的裂縫，既能增大與儲層的接觸面積和改造體積，又能補(bǔ)充地層能量。每一段壓裂施工參數(shù)優(yōu)化為10～12 m3/min大排量、800～1 000 m3大液量、8%低砂比、4～6簇細(xì)分割，與瓜膠體積壓裂井相比，大規(guī)?；锼畨毫丫骄跗诋a(chǎn)油增加了7.8 t，提高了124%；累計平均產(chǎn)油增加了1 556 t，提高了51%；1年穩(wěn)產(chǎn)期平均日產(chǎn)液增加了6.5 m3，提高了82%；平均日產(chǎn)油增加了1.5 t，提高了38%，油井增產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)效果顯著提高。

3)建議在水平井體積壓裂施工過程中加入暫堵劑，保證每一簇裂縫都有效開啟，增加每一段壓裂裂縫改造體積，提高壓裂改造效果。