葉志權(quán),陸方保,陳 亮,2,徐亞軍,2,肖文梁,2
(1.中國石油西部鉆探井下作業(yè)公司,新疆克拉瑪依 834000;2.中國石油油氣藏改造重點實驗室頁巖油儲層改造分研究室,新疆克拉瑪依 834000)
我國四川盆地頁巖氣資源豐富,經(jīng)過10余年探索,中國石油在川南地區(qū)實現(xiàn)頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā),掌握了頁巖氣勘探開發(fā)核心技術(shù),頁巖氣壓裂理論、技術(shù)和方法從無到有,從單一到配套,實現(xiàn)了從跟跑到部分領(lǐng)跑的全面進(jìn)步。2010 年至今,川南地區(qū)頁巖氣壓經(jīng)歷了先導(dǎo)試驗、自主研發(fā)、系統(tǒng)完善、技術(shù)升級4個發(fā)展階段[1-2],形成了以體積壓裂工藝技術(shù)、體積壓裂配套技術(shù)、壓裂裂縫監(jiān)測與壓裂后效果評價技術(shù)、工廠化壓裂技術(shù)為核心的頁巖氣水平井體積壓裂技術(shù)體系,使我國頁巖氣勘探開發(fā)取得了重要階段成果。隨著頁巖氣大規(guī)模開發(fā)各種施工、生產(chǎn)問題相繼出現(xiàn),工藝措施也在不斷更新:防砂纖維、自懸浮支撐劑、納米壓裂液、培育高產(chǎn)井、拉鏈順序優(yōu)化最大保護(hù)井筒完整性、差異化射孔等實驗在各區(qū)塊展開,以期實現(xiàn)充分動用井控資源、減少井下復(fù)雜保障井筒完整性。
目前長寧頁巖氣水平井主體采用6~11簇多簇射孔完井,大規(guī)模的液體和支撐劑被泵送至儲層,使其形成復(fù)雜的人工縫網(wǎng)系統(tǒng)。但是經(jīng)文獻(xiàn)調(diào)研和研究生產(chǎn)測井?dāng)?shù)據(jù),表明大約80%產(chǎn)量僅由20%孔眼貢獻(xiàn),并且30%的射孔簇沒有產(chǎn)量貢獻(xiàn)。常規(guī)布孔方式不利于提高裂縫復(fù)雜程度,導(dǎo)致簇間儲量動用不充分。為此,在長寧H平臺先導(dǎo)性實驗差異化射孔配合多次復(fù)合暫堵體積壓裂工藝,做好生產(chǎn)效果對比,對頁巖氣壓裂技術(shù)攻關(guān)突破及支撐未來頁巖氣高效開發(fā)具有重要意義。
2019 年以來,中國石油立足川南地區(qū)地質(zhì)工程特征,開展了壓裂工藝及參數(shù)試驗,創(chuàng)建了以“段內(nèi)多簇+高強(qiáng)度加砂+大排量泵注+堵轉(zhuǎn)向”為核心的體積壓裂2.0 工藝,并在川南推廣應(yīng)用。壓裂單段段長60~70m,簇間距為8~10m,簇數(shù)為6~11 簇,石英砂陶粒比例為7∶3,施工排量為16~18m/min。壓裂后井均EUR為(1.1~1.4)×108m,頁巖氣體積壓裂技術(shù)全面進(jìn)入2.0 時代。
目前水平段射孔現(xiàn)狀為第1段采用連續(xù)油管射孔,后續(xù)段采用電纜泵送橋塞射孔,采用等孔徑射孔彈,以均勻射孔為主。以寧209Hxx 井為例:第1 段連續(xù)油管射3 簇;主體段(第2~4、6~23 段)射7 簇,孔密16 孔/m,每簇射孔段長0.5m,總孔數(shù)56孔;風(fēng)險段(第5段射)11簇,孔密10孔/m,每簇射孔段長0.5m,總孔數(shù)55孔。彈型:等孔徑射孔彈,相位角60°。
射孔原則:為避免同一段內(nèi)由于儲層、工程參數(shù)差異過大而導(dǎo)致的壓裂改造不均勻、不充分,同時避開軌跡復(fù)雜段(如大狗腿度的井段)、固井質(zhì)量差的井段、套管接箍等;射孔時盡量選擇優(yōu)選高孔隙度,高含氣量,高有機(jī)碳,高脆性,低破裂壓力,固井質(zhì)量相對好的部位進(jìn)行射孔,并且避開套管節(jié)箍位置,通過合理的加砂壓裂改造,力爭獲取工業(yè)性氣流。
常規(guī)的射孔方式只根據(jù)壓裂段的類型(主體段、風(fēng)險段)來布孔,一個平臺或者一口單井所有的主體段、風(fēng)險段的射孔都一致,考慮因素較少、射孔單一,在同一段內(nèi)沒有精細(xì)到儲層小層的類型、天然裂縫發(fā)育情況。優(yōu)質(zhì)儲層不一定得到有效開發(fā),常規(guī)布控方式不利于提高裂縫復(fù)雜程度,導(dǎo)致簇間儲量動用不充分。
川南頁巖氣目前勘探開發(fā)的主要目的層段為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部富有機(jī)質(zhì)頁巖層段。龍馬溪組自下而上可分為龍一段及龍二段;龍一段細(xì)分為龍一1亞段及龍一2亞段;龍一1亞段自下而上細(xì)分為1、2、3、4 小層。水平段開發(fā)主要以龍一1 亞段1、2小層和五峰組為產(chǎn)層。
在段內(nèi)多簇+密切割[3]的工藝基礎(chǔ)上對主體段的射孔進(jìn)行優(yōu)化,即主體段總簇數(shù)、總孔數(shù)不變,對不同小層差異化布置孔密和射孔方向的工藝稱為差異化射孔。而在同一段內(nèi)的層位主要有1、2小層和五峰組,每個層位的孔隙度、含氣量、有機(jī)碳、脆性礦物、破裂壓力都有差異。根據(jù)川南頁巖氣儲層精細(xì)劃分表得知優(yōu)劣情況:1小層>2小層>五峰組>3小層>4小層,優(yōu)先改造好的層位,孔密布置也應(yīng)該1小層>2小層>五峰組>3小層>4 小層;因為小層層位自上而下依次為4、3、2、1 小層、五峰組,所以在射孔方向優(yōu)化為:①對五峰組采用定向向上射孔、②3、4小層采用定向向下射孔、③2、1小層采用等孔徑均勻射孔,相位角60°。模擬結(jié)果顯示,簇數(shù)增加會限制一部分縫長的延伸,適用于風(fēng)險段控制天然裂縫激活程度;6簇與11簇半縫長對比,11簇擴(kuò)張縫長均勻擴(kuò)展,基本滿足縫長控制需求(見圖1);隨著孔數(shù)越少,各簇進(jìn)液更均勻,裂縫長度偏差越小;射孔孔數(shù)減少有利于提高儲層改造體積(見圖2),然而提高射孔孔數(shù)有利于降低施工壓力。通過合理選擇差異化射孔參數(shù)來實現(xiàn)儲集層資源更有效動用。
圖1 不同射孔簇數(shù)下裂縫長度
圖2 不同射孔參數(shù)條件下儲層改造體積
壓裂過程中,每段各簇之間的進(jìn)液量差異會導(dǎo)致壓裂改造不充分及壓后生產(chǎn)剖面不均勻,因此需要在壓裂過程中對射孔孔眼進(jìn)行暫堵,在段內(nèi)實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向,從而提高射孔孔眼開啟效率和段內(nèi)改造均勻程度,實現(xiàn)段間各簇的均衡改造。差異化射孔配合多次復(fù)合暫堵,在段內(nèi)優(yōu)先暫堵孔密大、進(jìn)液量高的射孔段,使壓裂液流向進(jìn)液量低的其它射孔孔眼,開啟新裂縫,從而實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向的作用,提高暫堵轉(zhuǎn)向效率。由于頁巖氣開發(fā)是人造氣藏,以復(fù)雜縫微小縫為主,在壓裂施工時需要暫堵球+暫堵劑的復(fù)合暫堵、多次暫堵[4-5],盡可能提高裂縫復(fù)雜性和SRV。
在長寧H 平臺1、3 井首次試驗小層差異化射孔工藝,在1、3井的射孔簇數(shù)、總孔數(shù)不變的情況下,對生產(chǎn)主力小層展開孔密差異化布置,結(jié)合層間復(fù)合暫堵工藝提高儲層改造效果。
長寧H-1 井主體段采用差異化射孔,對五峰組、3小層、4小層等非箱體壓裂段,采用定向射孔(見圖3)。從表1中看出:①同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2小層時,前3簇孔密9 孔/m、中4 簇孔密17 孔/m、后4 簇9 孔/m??拷鼧蛉恢每酌苄?,到分段頂端孔密大,在壓裂時優(yōu)先改造孔密大進(jìn)液量多的局部,中期配合多次復(fù)合暫堵后,人為地改變裂縫走向,實現(xiàn)均勻改造。②同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2 小層和五峰組時,1、2 小層(前4 簇)孔密20孔/m、五峰組(后3簇)12孔/m。③同一段內(nèi)有2、3、4 小層時,2 小層(前6 簇)孔密20 孔/m、3 小層(中3簇)孔密12孔/m、4小層(后2簇)孔密6孔/m。
表1 長寧H-1井龍馬溪組差異化射孔參數(shù)表
圖3 定向射孔
為保證段內(nèi)多個射孔簇均勻開啟,最大程度上提高射孔簇效率,根據(jù)實際射孔參數(shù),1 本井主體段采用差異化射孔和多次暫堵,具體堵材料投入量、投入流程根據(jù)現(xiàn)場壓力響應(yīng)和施工具體情況調(diào)整。
1井采用三次復(fù)合暫堵(第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑)的復(fù)合暫堵方式。壓力響應(yīng)情況:占比97.96%,壓力漲幅:第一次暫堵劑平均壓力漲幅2.6MPa,第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa,第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.5MPa。在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯,本井凈壓力井平均凈壓力達(dá)到8.71MPa,略大于本井水平應(yīng)力差7.95MPa,裂縫復(fù)雜程度一般,改造效果良好。主體段停泵階段:瞬時停泵后5min 內(nèi)水擊現(xiàn)象明顯(見圖4),裂縫復(fù)雜程度高。綜合暫堵轉(zhuǎn)向效果好。
圖4 1井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況
長寧H-3 井主體段采用差異化射孔,對五峰組、3小層、4 小層等非箱體壓裂段,采用定向射孔。從表2中看出:①同一段內(nèi)只有主力產(chǎn)層1、2 小層時,前3 簇孔密10 孔/m、中4 簇孔密16 孔/m、后4 簇20 孔/m??拷鼧蛉恢每酌苄。椒侄雾敹丝酌艽?。在壓裂時優(yōu)先改造孔密大進(jìn)液量多的局部,中期配合多次復(fù)合暫堵后,人為地改變裂縫走向,實現(xiàn)均勻改造。②同一段內(nèi)只有3、4小層,采用定向向下射孔,3小層(前4簇)孔密20 孔/m、4 小層(后2 簇)孔密12 孔/m。③同一段內(nèi)有主力產(chǎn)層1、2 小層和五峰組時,1 小層(前6 簇)孔密20孔/m、2小層(中3簇)13孔/m,五峰組(后2簇)10孔/m。
表2 長寧H-3井龍馬溪組差異化射孔參數(shù)表
3井采用三次復(fù)合暫堵(第一次暫堵劑、第二次球+劑、第三次球+劑)的復(fù)合暫堵方式。壓力響應(yīng)情況:占比97.22%,壓力漲幅:第一次暫堵劑平均壓力漲幅3.8MPa,第二次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.3MPa,第三次暫堵球+暫堵劑平均壓力漲幅3.1MPa,在施工過程中每次暫堵前后對比施工壓力漲幅明顯,本井平均凈壓力達(dá)到8.39MPa,略大于本井水平應(yīng)力差8.02MPa,裂縫復(fù)雜程度一般,改造效果良好。主體段停泵階段:瞬時停泵后5min 內(nèi)水擊現(xiàn)象明顯(見圖5),裂縫復(fù)雜程度高。綜合暫堵轉(zhuǎn)向效果好。
圖5 3井正常壓裂段停泵后壓力震蕩情況
長寧H平臺處于長寧區(qū)塊低壓區(qū),且1、3井周圍已有老井生產(chǎn),目前采用8mm油嘴排采,整體的套壓、液量、壓力、日產(chǎn)氣量保持平穩(wěn),產(chǎn)量較好(詳見表3)。
表3 長寧H平臺生產(chǎn)現(xiàn)狀參數(shù)表(截至2022-11-30)
(1)精細(xì)刻畫儲層后對壓裂主體段各小層實施差異化和定向射孔,凈壓力分析、停泵水擊現(xiàn)象和生產(chǎn)效果較好,理論上更能動用優(yōu)質(zhì)儲層產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率。
(2)通過對主力層段1、2 小層、五峰組的差異化射孔,配合多次復(fù)合暫堵后平均單段轉(zhuǎn)向后壓力漲幅達(dá)到3.2MPa,能增加簇間應(yīng)力擾動、提高裂縫復(fù)雜程度及儲集層改造體積,可實現(xiàn)儲集層資源更有效動用。
(3)建議進(jìn)一步擴(kuò)大差異化射孔壓裂工藝在其它區(qū)塊頁巖氣井的應(yīng)用,以期實現(xiàn)頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)。