松遼盆地古龍頁(yè)巖油水平井壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

王世祿

(1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院,黑龍江大慶 163453;2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江大慶 163453)

松遼盆地北部青山口組、嫩江組兩次大規(guī)模湖侵,發(fā)育兩套半深湖-深湖相富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖,奠定了頁(yè)巖油規(guī)模富集的物質(zhì)基礎(chǔ)[1-3]。從地區(qū)上看,主要分布在齊家-古龍凹陷、三肇凹陷以及大慶長(zhǎng)垣南部,由于最先獲得工業(yè)油氣流的井位于古龍凹陷,這類(lèi)經(jīng)壓裂改造后具有經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)價(jià)值的油氣被稱(chēng)為古龍頁(yè)巖油[4-6]。受自生自?xún)?chǔ)控制,古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層微-納米級(jí)孔隙極為發(fā)育,特低孔超低滲的特性使得油氣難以流動(dòng),需要大規(guī)模體積壓裂改造才能獲得經(jīng)濟(jì)有效的產(chǎn)能[7-9]。合理的壓裂施工參數(shù)是取得理想產(chǎn)量的關(guān)鍵,何斌等[10]針對(duì)伊川凹陷儲(chǔ)層裂縫發(fā)育、基質(zhì)孔隙滲透性差的特點(diǎn),優(yōu)化采用大排量、大液量、低黏度、低砂比的非常規(guī)改造模式,實(shí)現(xiàn)了外圍洛陽(yáng)-伊川盆地油氣勘探的重大突破;時(shí)耀亭等[11]通過(guò)壓裂液、支撐劑優(yōu)選及壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì),形成適用于大港油田的水平井多段壓裂技術(shù),取得了較好的增產(chǎn)改造效果;李國(guó)欣等[12]通壓高精度巖石物理實(shí)驗(yàn)、數(shù)字巖心以及測(cè)井新技術(shù)資料,對(duì)鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段頁(yè)巖油有利巖相進(jìn)行識(shí)別優(yōu)選,并對(duì)壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,有力支撐了風(fēng)險(xiǎn)探井的重大突破;章敬[13]針對(duì)吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油儲(chǔ)層埋藏深度大、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、原油黏度高等突出矛盾,創(chuàng)新形成以“優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)鉆遇率+密切割+高強(qiáng)度改造”為主體的壓裂工藝,為吉木薩爾頁(yè)巖油藏規(guī)模開(kāi)發(fā)提供強(qiáng)有力支撐。

與鄂爾多斯盆地粉砂級(jí)頁(yè)巖油及吉木薩爾蘆草溝組混積型頁(yè)巖油不同,古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層為泥級(jí)頁(yè)巖,具有獨(dú)特的地質(zhì)特征[14-15]。目前主要采用密切割極限限流布孔方式,羥丙基胍膠壓裂液(以下簡(jiǎn)稱(chēng)胍膠壓裂液)-滑溜水復(fù)合壓裂液體系,70/140目+40/70+20/40目粒徑石英砂組合,將滑溜水和粉砂比例提高至80%,旨在提高裂縫復(fù)雜程度,實(shí)現(xiàn)微縫有效支撐。從先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)壓后排采效果來(lái)看,單井最高平均日產(chǎn)油量超過(guò)30 m3,但生產(chǎn)3個(gè)月產(chǎn)油量下降了60%,部分單井返排率超過(guò)80%,油層供液嚴(yán)重不足,生產(chǎn)難以維持。由于缺少壓裂施工參數(shù)優(yōu)化,儲(chǔ)層改造體積受限,人工裂縫與油藏系統(tǒng)的匹配性不高,改造效果不理想。借助Petrel地質(zhì)工程一體化工作平臺(tái),在古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上,以最大儲(chǔ)層改造體積和構(gòu)建合理導(dǎo)流能力為目標(biāo),開(kāi)展壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì),提高儲(chǔ)層改造效果。

1 古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層特征及壓裂需求

1.1 古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層特征

古龍頁(yè)巖油儲(chǔ)層為典型的陸相淡水湖盆沉積,其中青山口組沉積厚度90～270 m,甜點(diǎn)段單層厚度3.6～10.0 m,主要為層狀頁(yè)巖和紋層狀頁(yè)巖,頁(yè)理縫密度高達(dá)1 000～3 000條/m。巖心實(shí)測(cè)總孔隙度6.2%～11.6%,有效孔隙度2.3%～7.1%,微納米孔隙發(fā)育,以2～50 nm的介孔為主,發(fā)育少量大于50 nm的宏孔。氣測(cè)滲透率0.20×10-3～14.58×10-3μm2,覆壓(27 MPa)水平滲透率0.011×10-3～1.62×10-3μm2,平均0.58×10-3μm2,垂向滲透率小于0.000 1×10-3μm2。古龍頁(yè)巖油成熟度相對(duì)較高,齊家-古龍凹陷Ro達(dá)0.75%～1.70%。含油性好,平均TOC含量大于2%,平均S1大于6 mg/g;巖心實(shí)測(cè)及二維核磁分析表明,平均含油飽和度大于45%。平均脆性礦物含量約40%,可壓性好[16]。

1.2 古龍頁(yè)巖油壓裂需求

目前,國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖油氣井壓裂液體系通常以滑溜水為主,提高縫內(nèi)凈壓力,形成復(fù)雜縫網(wǎng)。但滑溜水黏度低,濾失系數(shù)大,造縫能力不如傳統(tǒng)胍膠壓裂液,攜砂能力一般,支撐劑易在裂縫底部堆積,上部裂縫幾乎沒(méi)有支撐,有效支撐裂縫面積大大減少[17]。與國(guó)內(nèi)其他頁(yè)巖油不同,古龍頁(yè)巖油具有氣油比高、地層原油黏度低的特點(diǎn)。由于水平層理的發(fā)育,儲(chǔ)層在水平方向的滲透率遠(yuǎn)大于垂向滲透率,為了實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層改造體積最大化,獲得更高的產(chǎn)量,體積壓裂應(yīng)盡量提高裂縫高度和裂縫長(zhǎng)度,以獲得更大面積的垂向人工裂縫,利用水平層理的滲透率,形成有效的人工裂縫-油藏滲流系統(tǒng)。與常規(guī)油藏不同,古龍頁(yè)巖油由于特低孔超低滲的特征,使得原油豐度有限,對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的需求相對(duì)不高,為了提高經(jīng)濟(jì)性,壓裂改造應(yīng)以形成整體有效支撐的縫網(wǎng)為主,導(dǎo)流能力能滿足油藏的排采需求即可。

2 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

2.1 簇間距優(yōu)化

合適的簇間距對(duì)儲(chǔ)層改造效果有著非常重要的影響,簇間距過(guò)大,裂縫之間的原油滲流距離過(guò)遠(yuǎn),難以有效動(dòng)用,縫控體積有限;簇間距過(guò)小,則會(huì)產(chǎn)生縫間干擾,影響儲(chǔ)層改造體積,造成裂縫形態(tài)復(fù)雜,施工壓力升高,壓裂改造的難度增加。在相同施工規(guī)模的條件下,模擬不同簇間距時(shí),儲(chǔ)層改造后人工裂縫的擴(kuò)展情況,如圖1所示,簇間距小于7 m時(shí),裂縫從井筒到裂縫遠(yuǎn)端呈發(fā)散狀態(tài),變形明顯,縫間干擾嚴(yán)重,裂縫之間存在重復(fù)改造區(qū);簇間距達(dá)到10 m時(shí),裂縫變形情況有所緩解,但仍有裂縫存在相互干擾;簇間距達(dá)到15～20 m時(shí),裂縫變形情況明顯改善,僅有少部分裂縫之間存在交叉重合。

圖1 不同簇間距下人工裂縫形態(tài)

統(tǒng)計(jì)與裂縫不同距離時(shí)儲(chǔ)層滲透率的變化情況發(fā)現(xiàn),隨著距人工裂縫距離的增加,儲(chǔ)層滲透率逐漸下降,距人工裂縫7～8 m時(shí)的儲(chǔ)層滲透率與基質(zhì)滲透率相差無(wú)幾,裂縫單側(cè)溝通距離為7～8 m。結(jié)合不同簇間距裂縫形態(tài)模擬結(jié)果,最優(yōu)簇間距約為15 m。

2.2 施工規(guī)模及胍膠壓裂液比例優(yōu)化

模擬滑溜水與胍膠壓裂液條件下,不同單簇液量下的人工裂縫擴(kuò)展情況,如圖2所示,在使用胍膠壓裂液時(shí),縫長(zhǎng)隨著單簇液量的增加快速增長(zhǎng),當(dāng)單簇液量達(dá)到450 m3時(shí),縫長(zhǎng)為367 m,隨后增速變緩,當(dāng)單簇液量達(dá)到550 m3時(shí),縫長(zhǎng)增至380 m,隨后幾乎不再變化;縫高隨著單簇液量的增加呈近似線性增加,單簇液量達(dá)到300 m3時(shí),縫高為24.7 m,隨后增速變緩,單簇液量達(dá)到900 m3時(shí),縫高達(dá)到29.7 m。在使用滑溜水時(shí),縫長(zhǎng)增長(zhǎng)速度較慢,單簇液量達(dá)到250 m3時(shí),縫長(zhǎng)為176 m,隨后增速變慢,單簇液量達(dá)到1 000 m3,縫長(zhǎng)達(dá)到295 m;當(dāng)單簇液量達(dá)到150 m3時(shí),縫高增至13.6 m,隨后增速明顯變緩,當(dāng)單簇液量達(dá)到1 000 m3后,縫高達(dá)到18.1 m。模擬結(jié)果表明,使用胍膠壓裂液更有利于裂縫長(zhǎng)度和高度的擴(kuò)展,能獲得更大的裂縫面積,滑溜水黏度較低,濾失系數(shù)大,裂縫擴(kuò)展相對(duì)較慢,不宜單獨(dú)使用。胍膠壓裂液最優(yōu)用量為單簇液量 450～550 m3。

圖2 單簇液量對(duì)裂縫擴(kuò)展的影響

胍膠壓裂液具有較高的黏度,有利于裂縫的擴(kuò)展,而滑溜水黏度相對(duì)較低,有利于頁(yè)理縫的開(kāi)啟,提高裂縫的復(fù)雜程度,且具有更低的價(jià)格,有利于降低施工成本。優(yōu)化胍膠壓裂液的比例,在保證儲(chǔ)層改造體積的同時(shí),適度提高裂縫的復(fù)雜程度,對(duì)于提高單井產(chǎn)量具有重要意義。模擬了單簇液量500 m3、單簇砂量10 m3條件下,不同胍膠壓裂液比例對(duì)裂縫擴(kuò)展和鋪砂剖面的影響,如圖3所示,胍膠壓裂液比例對(duì)縫長(zhǎng)影響較大,對(duì)縫高影響相對(duì)較小;將胍膠壓裂液比例增至60%時(shí),縫長(zhǎng)快速增至347 m,隨后增速變緩,當(dāng)胍膠壓裂液比例增至80%時(shí),縫長(zhǎng)達(dá)到371 m,隨后幾乎不再變化;而縫高的增長(zhǎng)受胍膠壓裂液比例影響較小,胍膠壓裂液比例增至20%時(shí),縫高快速增至21.5 m,隨后增速明顯放緩,當(dāng)胍膠壓裂液比例達(dá)到40%時(shí),縫高達(dá)到23.4 m,當(dāng)胍膠壓裂液比例增至90%時(shí),縫高達(dá)25.3 m。

圖3 胍膠壓裂液比例對(duì)裂縫擴(kuò)展的影響

胍膠壓裂液比例對(duì)鋪砂剖面也有較大影響,如圖4所示,當(dāng)全部使用滑溜水時(shí),支撐劑呈不均勻狀態(tài)沉積在裂縫的底部,上部未充填部分占全部裂縫面積的70%以上;將胍膠壓裂液比例提高至20%時(shí),近井筒裂縫充填有所改善,遠(yuǎn)端裂縫幾乎沒(méi)有支撐;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高至40%時(shí),鋪砂剖面得到明顯改善,除近井筒上部和裂縫遠(yuǎn)端部分,其余裂縫都得到較好的充填;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高至60%時(shí),鋪砂剖面進(jìn)一步改善,除裂縫遠(yuǎn)端外,80%以上的裂縫面積都得到了有效的支撐;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高到80%以上后,90%以上的裂縫面積都得到有效充填,有效支撐裂縫面積比例大幅提高。因此,為改善鋪砂剖面,提高裂縫充填效果,胍膠壓裂液比例應(yīng)提高到60%以上,滑溜水比例不宜超過(guò)40%。

古龍頁(yè)巖油目前已初步形成胍膠壓裂液+滑溜水的復(fù)合壓裂體系,泵注程序主要是借鑒以往的施工經(jīng)驗(yàn),但對(duì)于前置液比例還缺少必要的優(yōu)化。前置液的作用是破裂地層并造成一定幾何尺寸的裂縫,以備后面攜砂液的進(jìn)入。為了提高液體效率,可在前置液中加入一定比例(3%～10%)70/140目石英砂,以堵塞地層中的微裂縫,降低液體的濾失,實(shí)現(xiàn)高效造縫。前置液對(duì)于降低施工壓力,提高裂縫長(zhǎng)度具有重要作用。通過(guò)模擬單簇液量500 m3條件下不同前置液比例時(shí)的最終裂縫長(zhǎng)度發(fā)現(xiàn),最終裂縫長(zhǎng)度隨前置液比例增加而增大,前置液比例達(dá)到30%后,裂縫長(zhǎng)度增長(zhǎng)速度變緩,當(dāng)前置液比例達(dá)到40%后,縫長(zhǎng)幾乎不再變化,因此,優(yōu)化前置液比例為40%左右。前期施工過(guò)程中,部分壓裂井段出現(xiàn)施工壓力過(guò)高的情況,后經(jīng)凍膠-低砂比段塞處理,打磨近井裂縫,使近井摩阻降低,施工壓力也明顯下降,施工順利完成。這說(shuō)明前置液能夠有效地開(kāi)啟壓裂液入井通道,保證后續(xù)能夠順利加砂。模擬結(jié)果顯示,低砂比前置液還可減少裂縫遠(yuǎn)端未支撐裂縫面積,使鋪砂剖面得到明顯改善。

2.3 單簇砂量及比例優(yōu)化

目前,古龍頁(yè)巖油已經(jīng)形成70/140目(0.106～0.212 mm)、40/70目(0.212～0.425 mm)、20/40目(0.425～0.850 mm)的石英砂多級(jí)粒徑支撐劑體系,但對(duì)于不同粒徑石英砂的比例及單簇加砂量缺少優(yōu)化。通過(guò)模擬60%、80%、100%胍膠壓裂液比例條件下裂縫擴(kuò)展情況,得到裂縫寬度分布情況,如圖5所示,根據(jù)縫寬的分布情況匹配不同粒徑的石英砂,實(shí)現(xiàn)分級(jí)有效支撐。為了降低砂堵風(fēng)險(xiǎn),提高裂縫充填效果,縫寬需大于三倍支撐劑粒徑;縫寬小于1 mm的裂縫使用70/140目石英砂,縫寬在1～3 mm范圍內(nèi)的使用40/70目石英砂,縫寬大于3 mm的裂縫使用20/40目石英砂。以胍膠壓裂液比例60%為例,大于3 mm的裂縫約占裂縫剖面的40%,縫寬在1～3 mm的裂縫約占裂縫剖面的20%,小于1 mm的裂縫約占裂縫剖面的40%,則70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為424;同理,胍膠壓裂液比例為80%時(shí),70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為433;胍膠壓裂液比例為100%時(shí),70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為532。

通過(guò)模擬單簇液量500 m3條件下、胍膠壓裂液比例分別為60%、80%、100%時(shí),不同單簇砂量下的裂縫平均導(dǎo)流能力,如圖6所示,單簇加砂小于5 m3時(shí),裂縫導(dǎo)流能力隨單簇砂量增加快速升高;單簇加砂大于5 m3后,裂縫導(dǎo)流能力的增速變緩。當(dāng)單簇砂量相同時(shí),隨著胍膠壓裂液比例的增加,裂縫導(dǎo)流能力降低,胍膠壓裂液比例為60%時(shí),裂縫擴(kuò)展相對(duì)受限,人工裂縫面積較小,且近一半的支撐劑由滑溜水?dāng)y帶,導(dǎo)致鋪砂不均勻,裂縫底部沉積較多而上部裂縫沒(méi)有得到有效支撐,使實(shí)際支撐裂縫導(dǎo)流能力大幅增加。隨著胍膠壓裂液比例的增加,更有利于人工裂縫的擴(kuò)展,人工裂縫面積增大,同時(shí)由于鋪砂均勻,鋪砂濃度降低,導(dǎo)流能力下降。將人工裂縫簡(jiǎn)化為長(zhǎng)度為L(zhǎng)(裂縫長(zhǎng)度),高度為h(裂縫高度),寬度為w(裂縫寬度)的均勻充填的砂體,根據(jù)達(dá)西定律,單個(gè)裂縫的生產(chǎn)能力公式為:

圖6 不同單簇砂量下的裂縫導(dǎo)流能力

(1)

式中:Q為單縫生產(chǎn)能力,m3/d;k為人工裂縫滲透率,μm2;A為人工裂縫橫截面積,cm2;w為人工裂縫寬度,mm;h為人工裂縫高度,m;L為人工裂縫長(zhǎng)度,m;D為人工裂縫導(dǎo)流能力,μm2·mm;ΔP為生產(chǎn)壓差,MPa;μ為原油黏度,mPa·s。

在地層條件和施工參數(shù)不變的情況下,單縫生產(chǎn)能力與裂縫導(dǎo)流能力成正比。模擬人工裂縫高度20 m,裂縫長(zhǎng)度300 m,生產(chǎn)壓差5 MPa,原油黏度5 mPa·s,可得到裂縫導(dǎo)流能力與單縫產(chǎn)能的對(duì)應(yīng)關(guān)系。模擬水平井水平段長(zhǎng)2 000 m,簇間距15 m,134簇,預(yù)測(cè)產(chǎn)量40 m3/d,假設(shè)僅有50%的裂縫有產(chǎn)能貢獻(xiàn),單縫產(chǎn)量約為0.6 m3/d,在全部胍膠壓裂液條件下,單簇加砂16 m3即可滿足產(chǎn)能需求,繼續(xù)增加單簇砂量對(duì)導(dǎo)流能力的貢獻(xiàn)有限,考慮一定的富余量,單簇砂量應(yīng)控制在20 m3以?xún)?nèi)。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

根據(jù)研究成果,形成了以“提液控砂、高黏擴(kuò)縫、前置處理、分類(lèi)支撐”為理念的古龍頁(yè)巖油水平井壓裂設(shè)計(jì)方法,采用密切割布縫,前置采取高黏胍膠壓裂液造主縫、低黏滑溜水低砂比攜砂提高裂縫復(fù)雜程度的逆混合密切割體積改造壓裂工藝,完成B-1井、B-2井和B-3井的壓裂設(shè)計(jì),3口井平均水平段長(zhǎng)度2 456 m,平均簇間距15 m,設(shè)計(jì)胍膠壓裂液比例80%,單簇液量370～630 m3,配合前置CO2增能、層間暫堵等壓裂工藝,完成現(xiàn)場(chǎng)壓裂施工。

現(xiàn)場(chǎng)微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果如圖7所示,單簇液量370 m3,監(jiān)測(cè)縫長(zhǎng)223 m(23段);單簇液量470 m3,監(jiān)測(cè)縫長(zhǎng)287 m(35段);單簇液量510 m3,監(jiān)測(cè)縫長(zhǎng)317 m(31段);單簇液量550 m3,監(jiān)測(cè)縫長(zhǎng)334 m(19段);單簇液量630 m3,監(jiān)測(cè)縫長(zhǎng)336 m(13段)。監(jiān)測(cè)結(jié)果表明,最優(yōu)單簇液量500 m3左右,縫長(zhǎng)超過(guò)310 m,當(dāng)單簇液量超過(guò)550 m3后,繼續(xù)增加單簇液量對(duì)縫長(zhǎng)增長(zhǎng)的貢獻(xiàn)有限,現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與模擬結(jié)果基本一致。

圖7 B-1井、B-2井和B-3井微地震監(jiān)測(cè)結(jié)果

4 結(jié)論

1)提高單簇液量和胍膠壓裂液比例有利于裂縫的擴(kuò)展,改善鋪砂剖面,最優(yōu)單簇液量為450～550 m3,胍膠壓裂液比例應(yīng)提高至60%以上。

2)最優(yōu)前置液比例為40%,在前置液中加入少量(3%～10%)70/140目石英砂有利于打磨近井裂縫,降低摩阻,也有利于改善裂縫遠(yuǎn)端鋪砂剖面。

3)胍膠壓裂液比例分別為60%、80%、100%時(shí),70/140目、40/70目、20/40目石英砂比例分別為 424、433、532,單簇加砂量應(yīng)控制在20 m3以?xún)?nèi)。

4)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明,以“提液控砂、高黏擴(kuò)縫、前置處理、分類(lèi)支撐”為理念的古龍頁(yè)巖油水平井壓裂設(shè)計(jì)方法,能有效提高裂縫擴(kuò)展長(zhǎng)度,獲得更大的裂縫面積,增加儲(chǔ)層改造體積。