吉7區(qū)塊深層致密砂巖氣藏壓裂改造技術研究與應用

黨建鋒,沈彬彬,陳維,徐珊,張永國,楊明敏,葸尚勇

(中國石油西部鉆探吐哈井下作業(yè)公司,新疆 吐魯番市 838200)

隨著吐哈盆地中淺層常規(guī)油氣資源勘探的不斷深入,勘探對象逐步轉(zhuǎn)向致密油氣、頁巖油氣及深層煤巖氣,深層致密砂巖氣等非常規(guī)資源已成為吐哈油田增儲上產(chǎn)的重要資源接替區(qū)。吐哈盆地臺北凹陷丘東洼陷下侏羅三工河組砂泥巖間互,夾煤層,橫向上連通性差,物性差,為致密砂巖氣藏[1-2]。該區(qū)域早期按照正向構造勘探找油的思路,通過地質(zhì)工程一體化技術,采用直井常規(guī)壓裂,改造取得一定成效,發(fā)現(xiàn)了該類型致密砂巖油氣藏,吉深1井日產(chǎn)油6.24 m3、氣13 000 m3。試采表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高,累計產(chǎn)量少的特點,證實洼陷周緣構造高部位為長距離運移的調(diào)整型油氣藏,洼陷內(nèi)部可能發(fā)育多個大型巖性砂體,可形成多個大規(guī)模源內(nèi)巖性油氣藏,勘探潛力巨大[3-9]。

1 油藏主要特征

吉7塊位于新疆維吾爾自治區(qū)吐魯番地區(qū)鄯善縣境內(nèi),盆地內(nèi)地貌主要為戈壁礫石。區(qū)內(nèi)地形總體呈北高南低趨勢,較為平坦,井區(qū)地面海拔550～750 m。丘東洼陷區(qū)整體為東西向長軸方向的寬緩洼陷區(qū),內(nèi)部發(fā)育多個向洼方向鼻隆構造背景。丘東洼陷區(qū)中下侏羅統(tǒng)多套南北雙向物源砂體,厚度大,分布廣,具備規(guī)模成藏儲層條件。中下侏羅統(tǒng)總體為平緩地形、淺水沉積環(huán)境,河道變遷頻繁,砂體疊置連片、分布廣泛,湖盆水體升降導致水陸交互頻繁,多旋回疊加形成了多套儲蓋組合。目前部署勘探評價井7口井,開發(fā)井2口。

1.1 構造特征

吉7區(qū)塊位于吐哈盆地臺北凹陷丘東洼陷,區(qū)塊主要發(fā)育下侏羅統(tǒng)源內(nèi)低飽和致密砂巖油氣藏。丘東洼陷區(qū)形成于中晚燕山期,喜山期持續(xù)穩(wěn)定,該構造具有形成時間早、斷層活動時間長、圈閉形成期與生排烴期匹配較好等特點。

1.2 沉積特征

吉7區(qū)塊下侏羅統(tǒng)沉積環(huán)境為東南物源的辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主,砂體受坡折控制明顯,推測坡折帶之下砂體較為富集,巖性以含礫細砂巖為主,分選磨圓較好。區(qū)塊下侏羅統(tǒng)主要發(fā)育儲集層為三工河組,儲層埋深5100～5 400 m,砂體厚度68～113 m,從西南至東北方向儲層埋深逐漸增加,其中吉7H井埋藏最深,主要發(fā)育一套灰色細砂巖、含礫細砂巖。

1.3 物性特征

如表1吉7區(qū)塊中、下侏羅統(tǒng)主要發(fā)育致密砂巖儲層,由于儲層埋藏深,壓實作用強,儲層致密,屬于特低孔、特低滲致密砂巖,由于區(qū)塊為源內(nèi)成藏,含水飽和度較高,為高含凝析氣藏。

表1 吉7區(qū)塊儲層物性及含油氣性數(shù)據(jù)

1.4 溫度、壓力系統(tǒng)

依據(jù)吉7H測試結果,預測三工河組地層溫度150 ℃左右;吉703H井一關井最終壓降壓力為69.592 MPa,外推壓力為67.792 MPa,地層壓力系數(shù)1.33。

1.5 氣藏流體特征

吉7H井三工河組為源內(nèi)致密砂巖巖性氣藏,埋深5300～5 500 m,氣層厚度70 m,“油輕氣重”,天然氣相對密度0.92 kg/m3,甲烷含量77%,凝析油密度0.800 5 g/cm3,黏度1.731 mPa·s(30 ℃),氣油比1 260 m3/m3。PVT分析為高含凝析油的凝析氣藏,凝析油含量416 g/m3,露點壓力43.1 MPa。屬于低密度、低黏度、低凝固點、中等含蠟量的常規(guī)輕質(zhì)油。

1.6 地應力分布特征

從地應力剖面來看,目的層上下均有高應力隔層遮擋,層間距離小,且無應力遮擋,三小層應力幾乎一致;根據(jù)井壁崩落及誘導縫方向,綜合認為最大水平地應力三工河組最大主應力方近南北向。

應用Frsmart 1.0Beta壓裂優(yōu)化設計軟件,結合吉701H導眼井測井解釋數(shù)據(jù)進行數(shù)值模擬,目的層段最大最小水平應力差15～16 MPa。

1.7 儲層敏感性特征

吉7塊中侏羅統(tǒng)儲層強速敏、中等偏強水敏、弱酸敏。

吉7塊下侏羅統(tǒng)儲層為強水敏、弱-中速敏、弱鹽敏、弱-中堿敏、弱酸敏儲層。

2 壓裂施工主要難點及技術思路

2.1 壓裂施工主要難點

1)區(qū)塊水平井水平兩向應力差大(15～30 MPa),難以形成復雜縫網(wǎng),地層高角度裂縫發(fā)育。

2)儲層垂深較深,巖性致密,延伸壓力高,排量及縫寬受限。

3)粘土礦物含量高(18%～20%),水敏傷害中等偏強。

4)地層復雜,儲層基質(zhì)低滲,巖石楊氏模量高,物性在平面上和垂向上差異大,使得各井的壓裂施工壓力變化大,可借鑒性差,壓裂增產(chǎn)改造難度大[10]。

5)地層溫度約150 ℃左右,對采氣井口、井下作業(yè)工具、完井作業(yè)液體的質(zhì)量要求及耐溫性能要求高,尤其是壓裂液體系的性能。

2.2 壓裂改造技術思路

針對該區(qū)塊油藏儲層埋藏深,溫度高,物性差,最小水平主應力較高,水平應力差大,難以形成復雜縫網(wǎng),制定出以下壓裂改造技術思路:

1)堅持“細分切割+極限限流+高強度改造”壓裂主體技術路線,采用逆混合壓裂技術思路,抑近擴遠,盡可能增加裂縫復雜程度,限壓內(nèi)盡可能提高排量至14 m3/min,提高縫內(nèi)凈壓力及裂縫縱向改造程度,增大縫網(wǎng)波及體積。

2)合理優(yōu)化壓裂工藝設計參數(shù)(前置液比例、排量及砂比等),前置液階段采用多段塞打磨,降低近井裂縫彎曲摩阻,優(yōu)選高溫低傷害延遲交聯(lián)壓裂液體系,降低管柱沿程摩阻,優(yōu)選70(粒徑0.212 mm)～140(粒徑0.106 mm)目石英砂+40(粒徑0.425 mm)～70(粒徑0.212 mm)目陶粒+30(粒徑0.6 mm)～50(粒徑0.3 mm)目陶粒組合支撐,采用140 MPa壓裂機組、140 MPa壓裂井口。

3)優(yōu)化壓裂液體系配方,優(yōu)選高效有機高分子黏土穩(wěn)定劑+超低界面張力助排劑,有效降低儲層水敏、水鎖傷害。

4)充分考慮到該井深度、壓力、巖性等難點,為降低施工風險,驗證地層各項參數(shù),采取前置液多段數(shù)打磨,攜砂液砂比小臺階逐步提升的加砂方式,確保施工安全。

3 配套壓裂工藝技術

對標國內(nèi)外致密/頁巖氣藏,吉7塊具有儲層埋藏深、厚度大、兩向應力差大、天然裂縫局部發(fā)育等特點,工藝參數(shù)方面施工排量、簇間距、加砂強度等參數(shù)存在一定差異,運用Petrel軟件進行數(shù)值模擬,合理優(yōu)化段長、簇間距、入液強度、加砂強度、壓裂排量等工藝參數(shù),實現(xiàn)技術參數(shù)最優(yōu)化。

3.1 復合壓裂液體系

根據(jù)區(qū)塊深層致密氣藏儲層特征,為提高裂縫復雜程度,激發(fā)更多天然裂縫,壓裂液體系采用“滑溜水+高溫低傷害延遲交聯(lián)”復合壓裂液體系,優(yōu)化稠化劑濃度至0.35%。

滑溜水配方:0.1%～0.2%可變黏乳液+0.3%有機黏土穩(wěn)定劑+0.2%助排劑,表2為低黏滑溜水性能室內(nèi)評價參數(shù)表。

表2 低黏滑溜水性能室內(nèi)評價參數(shù)表

壓裂液配方:0.1%殺菌劑+0.35%瓜膠+0.7%有機黏土穩(wěn)定劑+0.5%助排劑+0.4%高溫交聯(lián)劑+0.8%交聯(lián)促進劑,表3為壓裂液室內(nèi)評價參數(shù)表。

表3 壓裂液室內(nèi)評價參數(shù)表

3.2 段長及簇間距優(yōu)化

根據(jù)地質(zhì)工程一體化設計原則,該區(qū)塊具體分段與射孔位置確定的原則:

1)射孔簇選擇優(yōu)選地質(zhì)甜點和工程甜點好的井段;

2)橋塞坐封位置及射孔簇的位置要根據(jù)套管節(jié)箍數(shù)據(jù)避開節(jié)箍位置;

3)橋塞優(yōu)選固井質(zhì)量好的位置;

4)段內(nèi)盡量選擇巖性、彈性及力學性質(zhì)相近的井段,易于各簇裂縫同時開啟,均衡改造。

通過優(yōu)選“地質(zhì)+工程”雙甜點,按照“細分低GR高氣測、均分低GR中氣測、寬分高GR低氣測”差異化分段原則,優(yōu)選壓裂端口,并充分考慮增斜段套管承壓、封隔器與上下端口之間距離等工程因素,制定出最優(yōu)方案。結合吉7區(qū)塊儲層GR、PMF、TG等及固井質(zhì)量,對儲層壓前綜合分析評價,優(yōu)化段長40～50 m,簇間距10～15 m。

3.3 壓裂排量優(yōu)化

應用Petrel軟件進行數(shù)值模擬,本次優(yōu)化排量12～15 m3/min,在限壓允許下,盡可能提高壓裂排量,以提高孔眼節(jié)流及裂縫復雜程度,以溝通更多天然裂縫,提高改造效果。

3.4 入液強度優(yōu)化

依據(jù)地質(zhì)工程一體化方法,采用Schlumberger公司Petrel新型地質(zhì)工程一體化軟件,建立吉7塊地質(zhì)模型,進行壓裂規(guī)模優(yōu)化模擬。結合吉701H導眼井儲層物性及吉7H井壓裂增產(chǎn)效果進行產(chǎn)量擬合,當入液強度≥30 m3/m產(chǎn)量增加趨勢明顯變緩,優(yōu)化入液強度30～40 m3/m,強化甜點改造。

3.5 加砂強度優(yōu)化

對加砂強度進行優(yōu)化,選擇1.5,2.0,2.5,3.0,3.5,4.0 t/m進行參數(shù)優(yōu)化,當加砂強度≥3.5 t/m產(chǎn)量增加趨勢明顯變緩,為提高壓裂改造效果,區(qū)塊優(yōu)化加砂強度3.5～5.0 t/m。通過優(yōu)化在簇間距為8～12 m單段6簇時,加砂強度3.5～5 t/m(2.3～3.3 m3/m),單段加砂160～170 m3,裂縫支撐效果最佳。

3.6 支撐劑優(yōu)選

結合區(qū)塊鄰井延伸壓裂,開展支撐劑導流能力實驗評價。預計吉7區(qū)塊三間房組油藏儲層裂縫閉合應力95～110 MPa,井底流壓45～50 MPa,支撐劑承壓50～60 MPa,為提高裂縫導流能力,保持長期穩(wěn)產(chǎn),壓裂采用70(粒徑0.212 mm)～140(粒徑0.106 mm)目石英砂+40(粒徑0.425 mm)～70(粒徑0.212 mm)目陶粒+30(粒徑0.6 mm)～50(粒徑0.3 mm)目陶粒(69 MPa)組合支撐劑,以提高裂縫長期導流能力,表4為支撐劑性能測定。

表4 支撐劑性能測定

3.7 防套損、套變技術對策

為防止壓裂射孔、壓裂提排量、頂替完降排量過程中,由于套管承受抗內(nèi)壓、抗外擠不均衡及壓裂水擊現(xiàn)象等導致套損、套變,射孔及壓裂施工中應采取以下具體措施:

1)盡可能優(yōu)選固井質(zhì)量合格的層段進行射孔,避免在固井質(zhì)量差層段,防止套損;

2)盡可能避免在全角變化率大的層段位置射孔;

3)盡可能避免在井眼軌跡復雜層段位置射孔;

4)盡可能避免在某井段位置集中射孔,避免應力集中;

5)避免在套管接箍位置射孔;

6)壓裂施工前提排量試擠,若施工限壓下排量滿足設計排量,則不進行前置酸預處理,減少酸液對套管的腐蝕;

7)按照3,6,9,12 m3/min以上四個階段提升排量,每個階段達到目標排量后,觀察30 s,壓力穩(wěn)定后再進行下階段提排量,施工壓力控制在限壓范圍內(nèi);

8)結束加砂正常頂替至設計頂替液量的70%時,實施每2 m3/min以內(nèi)階梯降排量,觀察5～10 s,再繼續(xù)降排量,直至降到零。

4 實施概況及效果

2021年開始,在丘東洼陷吉7塊深層致密砂巖油氣藏以增加改造體積為目標,實施橋射聯(lián)作分段分簇體積壓裂改造共5井次,三工河組壓裂4井次,西山窯組壓裂1井次(吉701H),表5為吉7區(qū)塊壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計。

表5 吉7區(qū)塊壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計

其中吉7H、吉702H、吉7-2-3H取得一定效果,吉703H效果有待進一步觀察分析,未取得突破,表6為吉7區(qū)塊壓裂效果統(tǒng)計。

表6 吉7區(qū)塊壓裂效果統(tǒng)計

5 認識及結論

1)吉7區(qū)塊致密砂巖儲層具有埋藏深、高壓、地層溫度高、特低孔特低滲,非均質(zhì)性強、儲層橫向厚度變化大、縱向分布多等特點,為特低孔、特低滲致密砂巖儲層。

2)針對儲層低孔低滲、巖石致密,采用滑溜水+膠液混合壓裂工藝;針對施工層段多、跨度大,采用分簇射孔+復合橋塞分層壓裂工藝;“細分切割+極限限流+高強度改造”壓裂主體技術路線達到了深層加砂、分隔施工段、充分改造儲層的目的,為類似儲層壓裂改造可借鑒優(yōu)化并現(xiàn)場試驗。

3)目前吉7區(qū)塊深層致密砂巖氣藏水平井體積壓裂關鍵技術仍處于探索試驗階段,部分壓裂關鍵參數(shù) (如改造段長、簇間距、用液強度、加砂強度等) 還需要繼續(xù)優(yōu)化完善,低成本壓裂材料還需要進一步優(yōu)選研究,以獲得技術與經(jīng)濟的最優(yōu)組合。