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    花莊區(qū)塊頁巖油密切割體積壓裂對策研究

    2022-10-17 02:19:28金智榮
    石油地質(zhì)與工程 2022年5期

    黃 越,金智榮

    (中國石化江蘇油田分公司石油工程技術(shù)研究院,江蘇揚(yáng)州 255009)

    頁巖油作為一種重要的非常規(guī)油氣資源,具有豐富的資源基礎(chǔ)。隨著水平井鉆完井及分段壓裂技術(shù)的進(jìn)步,美國以二疊、威利斯頓、墨西哥灣等盆地為代表的頁巖油實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)[1-3]。我國陸相盆地發(fā)育多套富有機(jī)質(zhì)頁巖,2010年之后開始頁巖油相關(guān)研究,在吉木薩爾凹陷、濟(jì)陽坳陷等多個(gè)盆地實(shí)現(xiàn)突破[4-6]。

    蘇北盆地頁巖油資源豐富,主要分布在高郵凹陷和金湖凹陷,主力層系為阜二段和阜四段,鉆探過程中217口井見顯示,13口井試獲原油,6口井累計(jì)產(chǎn)油量超過1 000 t。借鑒國內(nèi)外開發(fā)經(jīng)驗(yàn),對頁巖油等非常規(guī)資源實(shí)施水平井密切割縫網(wǎng)壓裂可以有效提高產(chǎn)能。本文針對高郵凹陷花莊區(qū)塊頁巖油開展水平井密切割體積壓裂對策研究,形成適應(yīng)于花莊區(qū)塊頁巖油壓裂技術(shù),從而實(shí)現(xiàn)頁巖油的效益開發(fā)。

    1 頁巖油壓裂技術(shù)現(xiàn)狀

    1.1 北美頁巖油壓裂技術(shù)現(xiàn)狀

    北美頁巖油大多為海相沉積,分布穩(wěn)定,連續(xù)性好,頁巖儲層厚度大,具有有機(jī)碳含量高、成熟度高、壓力系數(shù)高、氣油比高、脆性高以及黏土含量低和原油黏度低的特征[7]。北美頁巖油油藏品質(zhì)好,可壓性較好,具備體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)的工程地質(zhì)條件,可規(guī)模性開發(fā)。

    北美頁巖油經(jīng)歷了直井開發(fā)、直井改造、水平井開發(fā)和水平井分段壓裂四個(gè)階段,2007年水平井分段壓裂技術(shù)突破大幅提高了北美頁巖油產(chǎn)能,形成了主體壓裂技術(shù)及配套技術(shù)[8-9]。壓裂工藝初期以多級滑套+裸眼封隔器工藝為主,后期主要采用可鉆/可溶橋塞分段壓裂工藝技術(shù)。

    (1)核心技術(shù)為密切割+簇間復(fù)雜縫網(wǎng)+強(qiáng)加砂壓裂技術(shù)。通過精細(xì)化改造及地質(zhì)工程一體化的加強(qiáng),壓裂段長和射孔簇間距越來越小,段數(shù)和射孔簇?cái)?shù)越來越多,壓裂段數(shù)50~80段,單段段長60 m,單段簇?cái)?shù)12~15簇,簇間距小于10 m(表1),加砂強(qiáng)度達(dá)3.72 t/m;綜合考慮儲層厚度、應(yīng)力大小等因素,施工排量多為10~12 m3/min,低于頁巖氣藏的施工排量。

    表1 美國三代頁巖壓裂技術(shù)指標(biāo)對比

    (2)壓裂材料。北美90%以上的頁巖油水平井采用一體化滑溜水壓裂,實(shí)現(xiàn)在線混配,或采用“滑溜水+線性膠+膠液”的液體組合;支撐劑普遍采用石英砂[10]。

    (3)多井同步分流壓裂。針對多個(gè)層系立體V型布井開發(fā)方式,采取拉鏈?zhǔn)较葔恒@遇上部地層水平井,以增加下部地層的地應(yīng)力,再壓鉆遇下部地層水平井的方式,避免出現(xiàn)壓裂下部地層時(shí)與上部地層串通的情況。同步分流壓裂可大幅提高壓裂效率,降低壓裂成本。

    1.2 國內(nèi)頁巖油壓裂技術(shù)現(xiàn)狀

    國內(nèi)頁巖油多為陸相頁巖油,在準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等區(qū)域進(jìn)行了頁巖油勘探開發(fā)試驗(yàn)。與北美海相頁巖油相比,國內(nèi)頁巖油具有非均質(zhì)性強(qiáng)、平面分布連續(xù)性差、有機(jī)質(zhì)含量低、泥質(zhì)含量高、脆性低、壓力系數(shù)低等特點(diǎn)[11]。初期使用水力噴射分段體積壓裂技術(shù)和速鉆橋塞分段壓裂技術(shù),2017年以后規(guī)模應(yīng)用可溶橋塞分段壓裂技術(shù)。壓裂思路主要借鑒國外頁巖油改造思路,采用密切割強(qiáng)加砂的方式,根據(jù)儲層特征進(jìn)行具體參數(shù)設(shè)計(jì),從而形成不同的技術(shù)開發(fā)體系。

    1.2.1 勝利油田

    勝利陸相頁巖油非均質(zhì)性強(qiáng),埋藏深,成熟度低,脆性礦物以碳酸鹽巖為主,水敏礦物含量高。針對以上特點(diǎn),立足于地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì),將多尺度組合縫網(wǎng)與水平井密切割技術(shù)有機(jī)結(jié)合,形成了勝利陸相頁巖油水平井密切割體積壓裂技術(shù),單井壓后效果較好,產(chǎn)能大幅提升[12]。

    ①縫網(wǎng)設(shè)計(jì):集合“緩速酸降破”、“體積壓裂”和“通道壓裂”等工藝,創(chuàng)新形成“組合縫網(wǎng)”壓裂技術(shù)。應(yīng)力差小于7 MPa的儲層采用高排量+變黏壓裂液交替泵注,應(yīng)力差大于7 MPa的儲層采用暫堵工藝形成多裂縫。

    ②參數(shù)設(shè)計(jì):優(yōu)化簇間距為12~15 m,單段段長45~60 m,加砂強(qiáng)度3.0~4.5 t/m。例如:FYXX 1井水平段長1 700 m,分31段壓裂,射孔103簇,累計(jì)加砂量為3 762 m3,用液量為80 253 m3。

    ③壓裂材料:采用多功能一體化實(shí)時(shí)混配聚合物壓裂液體系,配套高效防膨材料體系,防膨率達(dá)90%以上;支撐劑采用不同粒徑石英砂+低密度陶粒組合支撐多尺度裂縫。

    1.2.2 長慶油田

    針對鄂爾多斯盆地延長組長7層頁巖油平面非均質(zhì)性強(qiáng)、地層壓力系數(shù)低(0.77~0.84)、脆性指數(shù)低、天然裂縫不發(fā)育、水敏礦物含量低的特點(diǎn),基于縫控儲量最大化的改造理念,采取大井叢、立體式部井,多簇密切割布縫體積壓裂技術(shù),配套“造縫、補(bǔ)能、驅(qū)油”一體化壓裂設(shè)計(jì)模式[13]。

    ①多簇密切割布縫。水平段長、裂縫條數(shù)不斷增加,水平段長主要為1 500~2 000 m,單段簇?cái)?shù) 4~6簇,簇間距5~15 m(根據(jù)甜點(diǎn)分布選擇),加砂強(qiáng)度2.5~3.5 t/m,進(jìn)液強(qiáng)度為18~22 m3/m,排量為10~14 m3/min,同時(shí)集合極限分簇射孔和縫口動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)的優(yōu)點(diǎn)。

    ②壓裂材料。針對長7頁巖油礦物中水敏礦物含量低,研發(fā)高效驅(qū)油滑溜水,簡化滑溜水配方,減除黏土穩(wěn)定劑;對于低壓儲層充分利用滯留液量補(bǔ)能,減除助排劑,降低壓裂液成本。

    1.2.3 華東頁巖油

    華東頁巖油主要分布在蘇北盆地阜二段。針對儲層埋藏深、物性差、應(yīng)力高(66~73 MPa)、黏土含量高等特點(diǎn),形成了“大規(guī)模注液+表活劑改性驅(qū)油+超低密陶粒遠(yuǎn)端支撐”工藝,采用多簇射孔配套大排量施工,采用酸溶蝕灰質(zhì),高黏液造縫,再用滑溜水?dāng)y砂。

    2 花莊區(qū)塊頁巖油儲層地質(zhì)特征及壓裂難點(diǎn)

    2.1 儲層地質(zhì)特征

    江蘇油田高郵凹陷花莊區(qū)塊阜二段(E1f2)巖相類型以泥巖、灰質(zhì)(或云質(zhì))泥巖、含灰(或含云質(zhì))泥巖為主,厚度為240~280 m,縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng),下部泥頁巖紋層較發(fā)育。泥頁巖成熟度為0.8%~1.1%,有機(jī)碳含量為0.04%~2.83%,平均為1.40%,游離烴含量為0~2.01%,平均為0.38%。

    2.1.1 儲層物性

    高郵凹陷阜二段泥頁巖儲層以“碳酸鹽巖”夾層為主,夾層厚度為25~40 m。E1f2實(shí)測孔隙度為0.15%~4.13%,平均為1.34%,滲透率為0.001 5×10-3~0.754 0×10-3μm2,平均為0.115 0×10-3μm2。

    2.1.2 原油品質(zhì)及壓力系數(shù)

    高郵凹陷阜二段頁巖原油密度為0.849 9~0.869 2 g/cm3,黏度為11.85~45.94 mPa·s,原油比重較輕、黏度較小,原油品質(zhì)較好。根據(jù)花X28井實(shí)測及區(qū)域壓力系數(shù)預(yù)測,花頁1塊壓力系數(shù)為1.2~1.4,屬于異常高壓。

    2.1.3 裂縫

    阜二段儲集空間以孔隙和裂縫為主,孔隙類型以無機(jī)孔為主,微裂縫及溶蝕縫洞發(fā)育。巖心資料顯示,裂縫發(fā)育程度從上往下逐漸增加,阜二段頁4-5小層裂縫發(fā)育,多為高角度縫或近垂直縫,局部發(fā)育羽狀縫、網(wǎng)狀縫,部分被灰質(zhì)充填,可見較多的溶蝕縫洞,裂縫及溶蝕孔含油明顯。

    2.1.4 礦物組分

    花頁1井全巖礦物分析表明,阜二段泥頁巖礦物脆性指數(shù)為48.4%~69.7%,儲層黏土含量較低、礦物脆性指數(shù)相對較高,有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)(表2)。

    表2 不同層位礦物含量脆性指數(shù)

    2.2 巖石力學(xué)及地應(yīng)力特征

    2.2.1 巖石力學(xué)參數(shù)

    巖石力學(xué)測試表明,阜二段巖心泊松比為 0.183、楊氏模量為15 469.6 MPa(表3)。根據(jù)Rickman公式計(jì)算力學(xué)脆性指數(shù)為43.4%~50.4%,平均脆性指數(shù)為47.3%,相對較高,有利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

    表3 力學(xué)脆性指數(shù)對比

    2.2.2 地應(yīng)力

    地應(yīng)力測試表明,阜二段最小主應(yīng)力為60.62 MPa,最大主應(yīng)力為76.06 MPa(表4)。儲層埋深大,應(yīng)力大,造成施工壓力高且難度大。阜二段平均應(yīng)力差異系數(shù)為0.2,相對較大,形成復(fù)雜縫難度較大,可形成一定分支縫。

    表4 地應(yīng)力參數(shù)測試

    3 花莊區(qū)塊頁巖油壓裂對策研究

    花莊區(qū)塊頁巖油儲層埋藏較深,在巖性、有機(jī)碳含量、壓力系數(shù)及可壓性等方面均低于北美頁巖油;與國內(nèi)勝利、長慶等頁巖油對比,脆性指數(shù)相對較低,且花莊區(qū)塊頁巖油以泥巖為主(表5)?;ㄇf區(qū)塊與華東頁巖油均處于蘇北盆地,特征比較相似,通過借鑒華東頁巖油以及國內(nèi)外其他頁巖油壓裂實(shí)踐,花莊區(qū)塊整體壓裂思路采用密切割體積壓裂思路。針對花莊頁巖油儲層物性差、天然裂縫發(fā)育、造復(fù)雜縫難度大、應(yīng)力高施工難度大等問題,分別采用密切割擴(kuò)大裂縫接觸面積、大排量溝通激活天然裂縫、多簇射孔增加裂縫復(fù)雜程度配合限流射孔和暫堵轉(zhuǎn)向保障均衡起裂、前置酸降低破裂壓力等對策。

    表5 國內(nèi)外頁巖油地質(zhì)條件對比

    3.1 壓裂工藝選擇

    花莊區(qū)塊頁巖油勘探目前處于起步階段,施工經(jīng)驗(yàn)不足,應(yīng)選擇成熟可靠的工藝,確保施工成功。可溶橋塞分段壓裂工藝具有滿足大排量大規(guī)模施工、壓后無需鉆磨、井筒全通徑等優(yōu)勢。為滿足大排量施工,花莊區(qū)塊頁巖油選擇可溶橋塞分段工藝以及φ139.7 mm套管完井。

    3.2 復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

    花莊區(qū)塊兩向應(yīng)力差為12~13 MPa,很難通過壓裂誘導(dǎo)應(yīng)力克服兩向應(yīng)力差形成復(fù)雜縫,目前國內(nèi)外頁巖油壓裂技術(shù)逐步向密切割精細(xì)改造發(fā)展,因此花莊區(qū)塊考慮采用密切割體積壓裂、多簇射孔,壓開多條裂縫,并利用應(yīng)力干擾提高裂縫復(fù)雜程度。為促進(jìn)各簇同步起裂和均衡進(jìn)液,采用限流射孔和暫堵技術(shù)。

    3.2.1 長段多簇

    采用密切割多段多簇壓裂,有利于提高單井產(chǎn)量,但分段數(shù)增多導(dǎo)致成本增加。針對提高單井產(chǎn)量與控制成本之間的矛盾,裂縫控制從單一排量限流向排量限流+物理封堵轉(zhuǎn)變,集合極限分簇射孔和暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù),提高多簇裂縫密度及有效性,達(dá)到“少段多簇”的壓裂目的。

    勝利油田以多簇裂縫均勻擴(kuò)展為目標(biāo),建立了水力壓裂有限元幾何模型,借鑒勝利油田模擬結(jié)果(圖1),建議單段簇?cái)?shù)4~6簇。

    圖1 不同簇?cái)?shù)下改造體積模擬(勝利油田)

    3.2.2 限流射孔

    依據(jù)限流原理采用差異化射孔,利用排量建立節(jié)流壓差,保證多簇同時(shí)起裂。當(dāng)射孔摩阻大于段內(nèi)應(yīng)力差時(shí),各簇可均衡起裂和進(jìn)液。結(jié)合現(xiàn)場測井結(jié)果,單段內(nèi)應(yīng)力差為1~2 MPa。單簇射孔數(shù)為4~6孔時(shí),射孔摩阻為4.0~8.0 MPa,大于段內(nèi)應(yīng)力差異,各簇均可開啟并進(jìn)液;單簇射孔數(shù)為10孔時(shí),射孔摩阻為1.8 MPa,小于段內(nèi)應(yīng)力差異,高應(yīng)力簇未開啟。從圖2可以看出,單簇射孔數(shù)為6~8孔時(shí),可實(shí)現(xiàn)平均射孔摩阻為3~5 MPa,滿足多數(shù)地應(yīng)力非均質(zhì)限流的設(shè)計(jì)要求。

    圖2 不同射孔數(shù)下射孔摩阻

    3.2.3 排量優(yōu)化

    壓裂施工時(shí),泵的排量越高,射孔孔眼的限流作用越好,增大施工排量可以發(fā)揮孔眼的限流作用,實(shí)現(xiàn)多縫開啟與擴(kuò)展;同時(shí),排量最大化能夠獲得更高的穿透縫,溝通裂縫,提高改造體積。隨著排量的增加,縫內(nèi)凈壓力增大,改造體積增大,不同排量下凈壓力大小見圖3?;谶@一認(rèn)識,花莊區(qū)塊施工排量16~18 m3/min,在施工壓力允許范圍內(nèi),盡可能提高施工排量。

    圖3 排量、孔眼與造縫凈壓力的關(guān)系

    3.2.4 暫堵轉(zhuǎn)向

    多簇有效起裂措施主要以限流射孔和施工排量為主,為了保證多簇同時(shí)起裂的有效性,提高改造體積,建議針對4~6簇層段配套1級暫堵,及時(shí)加入適當(dāng)暫堵球,可促進(jìn)均衡進(jìn)液。

    3.3 前置酸處理

    注入酸液可以解除近井地帶泥漿污染,降低裂縫起裂壓力,形成酸蝕裂縫,增加裂縫復(fù)雜程度。酸處理前后微觀測試數(shù)據(jù)表明,酸處理可提高孔隙度和滲透率(表6)。

    表6 酸處理前后對比

    3.4 強(qiáng)加砂提高導(dǎo)流能力

    隨著埋深加深,最小水平主應(yīng)力增大,儲層改造體積減小。因此,要獲得足夠大的改造體積,需要適當(dāng)提高改造強(qiáng)度。參照國內(nèi)各油田加砂強(qiáng)度,建議花莊區(qū)塊加砂強(qiáng)度為2.5~4.0 t/m,并根據(jù)現(xiàn)場施工情況實(shí)時(shí)調(diào)整。

    支撐劑在高閉合壓力下易破碎,段塞式加砂會導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力大幅下降,因此,在條件允許的情況下,盡可能采用連續(xù)加砂的方式。

    3.5 壓裂液優(yōu)選

    花莊區(qū)塊頁巖油以泥巖為主,壓裂難度大,儲層敏感性強(qiáng),開展壓裂液評價(jià)實(shí)驗(yàn),在壓裂液添加洗油劑、助排劑、防膨劑,降低油水界面張力,改善原油的流動性,保護(hù)儲層。

    4 現(xiàn)場應(yīng)用

    花莊區(qū)塊花XX井于2022年1月15日完成壓裂,目的層位阜二段,水平段長1 278 m,分22段87簇壓裂,單段射孔3~5簇,施工排量16~18 m3/min,壓力64.5~104.9 MPa,平均單段液量4 078 m3,單段砂量107 m3。壓裂后放噴排液,最高日產(chǎn)油29 t,累計(jì)產(chǎn)油量2 317 t,返排率14.1%?;╔X井壓裂取得突破,為后續(xù)花莊區(qū)塊頁巖油壓裂提供了經(jīng)驗(yàn)和指導(dǎo)。

    5 結(jié)論與建議

    (1)目前國內(nèi)外頁巖油壓裂主要采用密切割+復(fù)雜縫網(wǎng)+強(qiáng)加砂體積壓裂思路,但國內(nèi)外頁巖油特征不同,具體參數(shù)設(shè)計(jì)上有差異。

    (2)通過花莊區(qū)塊巖心實(shí)驗(yàn),花莊頁巖油天然裂縫較發(fā)育,儲層脆性指數(shù)相對較高,但兩向應(yīng)力差異大、應(yīng)力高,可形成一定程度的復(fù)雜縫。

    (3)花莊區(qū)塊頁巖油壓裂可采取少段多簇射孔,配套極限射孔和段內(nèi)暫堵提高多簇裂縫有效性,增加改造體積,提高改造效果。

    (4)花XX井壓裂后最高日產(chǎn)油29 t,取得較好效果,后期密切跟蹤壓裂后生產(chǎn)動態(tài),進(jìn)一步深化研究,提高壓裂工藝針對性,形成滿足勘探開發(fā)需要的體積壓裂技術(shù)。

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