鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂技術

祁俊武，王 巍，殷學明，袁凱濤，李彥飛

(1.中國石油集團 川慶鉆探工程有限公司 長慶井下技術作業(yè)公司，陜西 西安 710018； 2.延長石油股份有限公司 定邊采油廠，陜西 西安 718600)

油氣工業(yè)的不斷發(fā)展，使勘探油氣的難度變得越來越大，單純依靠干酪根生油、圈閉、背斜油氣藏等理論，已無法滿足現(xiàn)今勘探油氣的實踐需求[1]。我國在鄂爾多斯盆地實施了全面的致密油藏開發(fā)，同時在壓裂和水平井開發(fā)技術上有了長足的發(fā)展與進步。對致密油藏進行大力發(fā)展，使致密油藏實現(xiàn)大規(guī)模開發(fā)與勘探，從而實現(xiàn)油氣戰(zhàn)略的接替，對于我國實現(xiàn)油氣工業(yè)的穩(wěn)步發(fā)展有著重大意義。

致密油藏在開發(fā)中，為提升其產(chǎn)能，需要對其實施水平井的壓裂改造。通過改造能夠使儲層泄油面積得到擴展，增加裂縫導流能力，最終實現(xiàn)增產(chǎn)的目的。當前致密油藏的開發(fā)中并存著多種方式，其中體積壓裂+水平井完井的應用，在該領域引發(fā)了水平井壓裂改造的新一輪革命?；谠摫尘?，對鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂問題進行研究。

北美地區(qū)最先成功開發(fā)致密油藏水平井體積壓裂技術，該技術是一種新型體積壓裂技術，與縫網(wǎng)壓裂技術有著較大的區(qū)別，主要針對天然裂縫、發(fā)育良好的儲層[2]。對于該技術的研究，向洪等[3]對國內(nèi)外各種致密油藏水平井體積壓裂效果進行研究與總結，提出一種細分切割+高密度布井的體積壓裂路線，將井網(wǎng)和人工裂縫進行雙加密，對整體儲層地質(zhì)進行全覆蓋，最大限度地提高了儲層動用程度和單井產(chǎn)量，但該方法沒有對壓裂液進入儲層基質(zhì)的實際滲流時間進行研究，水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量的提高有限。Li D等[4]通過雙用途二氧化碳封存提高油藏采收率，采用氣體連續(xù)驅(qū)、水替代注氣和循環(huán)注氣的策略，在中國鄂爾多斯盆地對油藏進行儲存，延長組超低滲透率，實現(xiàn)超致密油藏的開發(fā)，可以提高油藏采收率，但該方?jīng)]有考慮射孔角度、射孔方向等因素，水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量略有不足。

借鑒現(xiàn)有研究成果，針對鄂爾多斯盆地致密油藏的實際特征，設計了一種水平井體積壓裂技術。

1 體積壓裂技術設計

1.1 致密油藏水平井流線模型構建

利用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件，對鄂爾多斯盆地致密油藏水平井進行模型構建，主要使用的模塊是Front Sim模塊。鄂爾多斯盆地致密油藏主要是油水兩相模型，水平井具體模型參數(shù)見表1。

表1 水平井具體模型參數(shù)Tab.1 Specific model parameters of horizontal wells

根據(jù)表1中的參數(shù)，對致密油藏水平井的流線模型進行構建。在模型構建中，使用5點井網(wǎng)，其中4口布設在周圍，是直井注水，1口布設在中間，是水平井。通過平衡油水井注采的方式來開采，周圍4口井最大井底流壓38 MPa，最大產(chǎn)液量 40 m3/d，中間1口井井底流壓最小為10 MPa。同時，模型遵循以下規(guī)律：主裂縫延伸方向與井筒方向垂直；井筒延伸方向與天然裂縫方向垂直。

1.2 水平井流線模擬

4個階段的流線形態(tài)具體如圖1所示。

圖1 4個階段的流線形態(tài)Fig.1 Streamline diagram of four stages

模擬5點井網(wǎng)的油藏流體走向，對致密油藏水平井流線模型實施流線模擬，追蹤水平井流體質(zhì)點的實際運移軌跡，獲取水平井的滲流特征。主要通過Front Sim模塊對流線模型實施油藏開發(fā)模擬，獲取不同開采階段水平井的流線圖，總結分析水平井的流線形態(tài)。具體分為4個階段：①井筒周圍線性流。在開始流動的階段，主要在井筒射孔附近存在流線，平行于縫網(wǎng)的主裂縫，向井筒垂直流入，其滲流過程具體表現(xiàn)為線性流，流線整體較為單一[8]。②縫網(wǎng)周圍線性流。在初始流動階段，次裂縫存在流線流動時，會在整個縫網(wǎng)中出現(xiàn)線性流，流線與次裂縫平行，向主裂縫線性流動，主裂縫流線與井筒線性流垂直，同時流線之間互相垂直，最終形成一種垂直復雜線性流[9]。 ③水平井端部與縫網(wǎng)周圍徑向流。在流動中期，流線逐漸密集，尤其是在縫網(wǎng)內(nèi)部，會出現(xiàn)很多與次裂縫平行的流線。同時，在縫網(wǎng)端部與水平井處，會出現(xiàn)向著周圍的徑向流趨勢[10]。在油藏內(nèi)部有流線的地區(qū)，內(nèi)部流體會向井筒和縫網(wǎng)處流動聚集。 ④連通油水井后的徑向流。在流動后期，壓力會傳播到整個致密油藏地區(qū)，水井與油井流線會連接在一起，具體表現(xiàn)為中心為生產(chǎn)井的平面徑向流，相比流動中期，縫網(wǎng)內(nèi)外呈現(xiàn)更為密集的流線分布，并且水平井端部有著更加密集的流線[11]。根據(jù)水平井流線模擬結果實施其體積壓裂設計。

1.3 體積壓裂設計擬

通過定射角定向定面射孔技術實施水平井體積改造，構建儲層與井筒之間的橋梁。主要通過控制射孔角度、射孔方向、布孔方式對裂縫延伸、起裂方向進行控制。體積壓裂的實施場景如圖2所示。

圖2 體積壓裂實施場景Fig.2 Fractures after volume fracturing

定射角定向定面射孔技術具體實施方式為：采用特殊布彈方式與大孔徑射孔彈進行射孔，在射孔后會在套管截面上形成與套管軸線相垂直的多個孔眼[12]。利用該應力集中面對近井地帶實際應力分布進行干預，對近井地帶實際裂縫走向進行控制。其中射孔方式共有定面布孔和螺旋布孔2種，具體如圖3所示。

圖3 射孔方式Fig.3 Perforation method

將水平井射孔相位角定為60°，使定面射孔能夠沿射孔面起裂。為了保證成功開啟各段壓裂縫，以12m3/min的排量為前提，將各段射孔簇數(shù)定為2～3簇，將各簇射孔定為10～16個孔。然后確定體積壓裂施工參數(shù)，其中較大排量與液量是必需條件。為了實現(xiàn)縫網(wǎng)改造，需要保證井底凈壓力比水平兩向應力差高[13]。此時，需要的最小排量為10.5 m3/min。當排量越大，裂縫就會越復雜；當液量越大，裂縫就會有越大的改造體積[14]。而高液量與大排量也意味著較高的施工費用。結合必需條件與施工費用問題，將施工排量定為12 m3/min，并將施工液量定為1 200～1 300 m3。通過對不同壓裂液的實際滲吸驅(qū)替效果進行對比，選擇滑溜水作為鄂爾多斯盆地致密油藏使用的壓裂液。最后確定壓后關井時間，對關井時間實施合理的設計，能夠保障壓裂液與儲層實現(xiàn)充分的滲吸置換，并提升與儲層接觸程度[15]。

對壓裂液進入儲層基質(zhì)的實際滲流時間進行研究，確定滲流過程完成需要的關井時間。在對壓裂液實現(xiàn)滲吸驅(qū)替的時間進行研究時，通過無因次方法對自發(fā)滲吸驅(qū)替試驗數(shù)據(jù)進行歸一化處理，將其用于現(xiàn)場。采用的無因次時間具體如下：

(1)

(2)

(3)

式中，tD為無因次時間；φ為孔隙度；K為滲透率；Lc為特征長度；μs為流體黏度[16-18]；σ為流體界面張力；Re為滲透率；ρ為液體密度；u為環(huán)向角為90°時的水膜流速；г為單位長度對應的滲吸量[19-20]。

實施歸一化處理后，與現(xiàn)場儲層條件相結合獲取滲吸驅(qū)替過程。根據(jù)滲吸驅(qū)替過程確定對應關井時間，具體見表2。

表2 滲流過程完成需要的關井時間Tab.2 Shut-in time required to complete the seepage process

綜合表2中的關井時間，將最優(yōu)關井時間定為5～10 d，最終實現(xiàn)致密油藏水平井體積壓裂。

2 現(xiàn)場效果測試

2.1 選取試驗區(qū)塊

對設計的鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂技術進行性能測試。在測試中，選取鄂爾多斯盆地中的某致密油藏區(qū)塊，對其中的水平井實施體積壓裂處理，對處理前后水平井的性能情況進行測試。選取的致密油藏區(qū)塊的模擬圖具體如圖4所示。

圖4 選取的致密油藏區(qū)塊模擬Fig.4 Simulation diagram of selected tight oil reservoir blocks

該區(qū)塊參數(shù)具體：原始地層平均壓力為18.5 MPa，巖石壓縮系數(shù)為0.435×10-3MPa-1，原油壓縮系數(shù)為12.4×10-3MPa-1，地層水壓縮系數(shù)為4.2×10-3MPa-1，地層水黏度為0.5 MPa·s，地層水密度為1 g/cm3，地面原油密度為0.873 5 g/cm3，平均含油飽和度58.7%，原油體積系數(shù)為1.33，儲層原油黏度為1.04 MPa·s。

2.2 水平井體積測試

對井下微地震監(jiān)測實施體積壓裂技術處理前后水平井改造程度進行測試，主要對體積進行測試。具體測試結果如圖5所示。

圖5 改造前后體積測試結果Fig.5 Volume test results before and after processing

根據(jù)圖5處理前后體積測試結果，改造前水平井體積約為400×104m3，而改造后水平井體積達到了1 000×104m3左右。可以發(fā)現(xiàn)，利用設計技術進行改造后，水平井體積得到了大幅擴張，遠大于改造前的水平井體積，利于成功實現(xiàn)產(chǎn)量的提升。

2.3 產(chǎn)量測試

對初期與穩(wěn)定階段的產(chǎn)液與產(chǎn)油量分別進行了對比。其中，初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況見表3。表3中初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比數(shù)據(jù)表明，在初期，改造后的日產(chǎn)液量約為改造前的3.5倍；改造后的日產(chǎn)油量約為改造前的4倍，說明設計技術實現(xiàn)了初期日產(chǎn)液量與日產(chǎn)油量的大幅提升。穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況見表4。表4中穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比數(shù)據(jù)表明，在穩(wěn)定階段，致密油藏水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量都有所下降，然而改造后的日產(chǎn)液量可以達到改造前的4倍左右，而改造后的日產(chǎn)油量則為改造前的2倍左右。

表3 初期產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況Tab.3 Comparison of initial liquid production and oil production

表4 穩(wěn)定階段產(chǎn)液與產(chǎn)油量對比情況Tab.4 Comparison of liquid production and oil production in stable stage

綜合來說，設計方法的改造效果明顯，能夠有效提高水平井產(chǎn)液與產(chǎn)油量。

2.4 滲吸、置換作用測試

對改造后反排初期氯根含量進行測試，獲取設計方法的滲吸、置換效果。氯根含量測試結果具體如圖6所示。

圖6 氯根含量測試結果Fig.6 Chloride content test results

根據(jù)圖6的氯根含量測試數(shù)據(jù)，在反排初期，關井時間不斷增加的過程中，氯根含量逐漸上升，表明設計方法確實有一定的滲吸、置換作用。氯根含量較大的時間為關井后7～10 h，可以將其作為確定燜井蓄能周期的依據(jù)。

3 結語

為了解決鄂爾多斯盆地致密油藏水平井體積壓裂的問題，設計了水平井體積壓裂技術。構建了流線模型，在實施水平井流線模擬后，通過多方面的體積壓裂設計，實現(xiàn)了良好的改造效果。根據(jù)現(xiàn)場效果測試分析可知，改造后水平井體積達到了1 000×104m3左右。初期階段，日產(chǎn)液量提高了3.5倍，日產(chǎn)油量提高了4倍；穩(wěn)定階段，日產(chǎn)液量提高了4倍，日產(chǎn)油量提高了2倍。氯根含量較大的時間為關井后7～10 h，該技術有明顯的改造效果。在研究中，受到時間、精力等多方面的限制，對鄂爾多斯盆地的考察仍然不夠充足，今后將會進行更加充足的考察，完善研究成果。