趙崇鎮(zhèn)

(中國石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728)

鹽227區(qū)塊砂礫巖油藏位于東營凹陷北部陡坡帶東段，含油層段為沙河街組4—5油層組，油層埋深3 170～3 950 m，厚度110～380 m，孔隙度6.1%，滲透率1.6 mD，地層壓力系數(shù)1.01，地層溫度137 ℃，屬特低滲透常壓砂礫巖油藏。由于物性差、品位低，前期采用直井大型壓裂投產(chǎn)后單井平均產(chǎn)油量僅為1.3 t/d,難以有效動(dòng)用。為實(shí)現(xiàn)厚層的有效動(dòng)用，研究采用“一套層系、三層開發(fā)”的水平井組“三層樓”工廠化整體壓裂投產(chǎn)模式。

國內(nèi)外頁巖氣工廠化[1]整體壓裂一般為同層井，利用層間相互干擾產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)改造體積最大化。鹽227區(qū)塊油藏需要考慮同層井、上下層井間壓裂裂縫分布，避免井間干擾、竄通，以達(dá)到儲(chǔ)量控制最大化?？紤]平面、縱向立體縫網(wǎng)的壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)尚屬首次[2-3]，國內(nèi)外無經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。針對(duì)砂礫巖平面和縱向上非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差異大的難點(diǎn)，將油藏、鉆井、壓裂工程一體化結(jié)合，筆者從水平井組軌道位置優(yōu)化、平面和縱向壓裂縫長優(yōu)化、合理間距及段數(shù)優(yōu)化、縫高優(yōu)化及壓裂工藝優(yōu)化等方面入手，研究采用互不干擾的立體縫網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)，以實(shí)現(xiàn)段數(shù)、裂縫尺寸最佳匹配，達(dá)到整體改造的目的。

1 水平井組縫網(wǎng)設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

鹽227區(qū)塊共設(shè)計(jì)10口井，第一層為4口井，第二層為3口井，第三層為3口。水平段長900～1 400 m,三層之間縱向跨度為80 m。由于鹽 227-1HF 井先期已壓裂，鹽 227-10HF 井未鉆，實(shí)施時(shí)把其余8口水平井組作為一個(gè)整體進(jìn)行壓裂。

1.1 水平井組軌道位置優(yōu)化

水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角[4-5]為0°、45°、60°和90°時(shí)的裂縫擴(kuò)展物理模型及數(shù)值模擬分析表明[6-7]，水平井井眼軌跡與最小水平主應(yīng)力夾角小于30 °時(shí)，可形成雙翼均衡擴(kuò)展橫切縫，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量有效控制。

1.1.1 水平井組軌道橫向位置優(yōu)化

當(dāng)水平井筒與最小水平主應(yīng)力夾角為0°時(shí)，雖然形成橫切縫，但需要3個(gè)井臺(tái)、平行井網(wǎng)，控制儲(chǔ)量239×104t，井臺(tái)分散,鉆井難度大。為此，將水平井組水平段與最小水平主應(yīng)力夾角優(yōu)化為小于15°[8-9]，可形成1個(gè)井臺(tái)、放射狀井網(wǎng)，控制儲(chǔ)量243×104t，便于集中鉆井、集中壓裂，占地減少30%，控制儲(chǔ)量增加4×104t。

1.1.2 水平井組軌道縱向位置優(yōu)化

為了避免在縱向上壓裂裂縫相互竄通，在進(jìn)行各層井眼軌道設(shè)計(jì)時(shí)沿縱向?qū)⑺骄蔚钠矫嫱队板e(cuò)開，使壓裂裂縫沿兩井中間擴(kuò)展[10]，擴(kuò)大壓裂改造體積，實(shí)現(xiàn)對(duì)該部分儲(chǔ)量的控制。

1.2 合理裂縫間距及段數(shù)優(yōu)化

根據(jù)非達(dá)西滲流理論，致密油滲流時(shí)存在易流區(qū)、緩流區(qū)。易流區(qū)對(duì)區(qū)域產(chǎn)量貢獻(xiàn)率95%左右，為致密油有效流動(dòng)區(qū)域，緩流區(qū)對(duì)區(qū)域產(chǎn)量貢獻(xiàn)率小于5%，為致密油極限流動(dòng)區(qū)域。據(jù)此可確定合理裂縫間距為[2×(縫寬+有效流動(dòng)區(qū)域半徑)，2×(縫寬+極限流動(dòng)區(qū)域半徑)]。以此為原則優(yōu)化水平井裂縫間距，使各裂縫間的滲流互不影響，達(dá)到將各縫寬有效串聯(lián)、擴(kuò)大增產(chǎn)體積和提高產(chǎn)能的目的。計(jì)算得到，鹽227塊的有效流動(dòng)半徑為34 m,極限泄油半徑為61 m,確定其合理裂縫間距為68～122 m，結(jié)合儲(chǔ)層特征一般選取80～100 m為最佳裂縫間距[11]。利用水平井非達(dá)西產(chǎn)能模型進(jìn)行產(chǎn)能與間距、段數(shù)的關(guān)系評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)結(jié)果如圖1所示。

圖1 鹽227區(qū)塊壓裂段數(shù)優(yōu)化Fig.1 Optimized fracturing sections in Block Yan 227

從圖1可以看出，隨著裂縫條數(shù)增多，產(chǎn)量增大，但增幅減緩。當(dāng)水平井段長度為1 000 m時(shí)，裂縫數(shù)12～15條，裂縫間距80～100 m，效果較好。據(jù)此，確定鹽227區(qū)塊水平井段長900～1 400 m的8口水平井組可壓裂87段。

1.3 平面和縱向壓裂縫長優(yōu)化

1.3.1 平面壓裂縫長優(yōu)化

同層水平井主要根據(jù)物性、井距優(yōu)化壓裂縫長，分為A靶區(qū)、中間區(qū)和B靶區(qū)三區(qū)進(jìn)行優(yōu)化(見圖2)。A靶區(qū)為扇根，由于采用放射狀井網(wǎng)使得該區(qū)井網(wǎng)密集，最小井距僅為50 m,地層厚度小。2口水平井相對(duì)的壓裂位置：如果鄰井未鉆遇砂體，則適當(dāng)增大半縫長，提高對(duì)2井間儲(chǔ)量的控制[12]；若2井在該位置均鉆遇砂體，則控制井間縫長，避免相互竄通、干擾。中間區(qū)為扇中，油層、井網(wǎng)相對(duì)均勻，采用交錯(cuò)壓裂裂縫設(shè)計(jì)，控制縫長，降低裂縫竄通風(fēng)險(xiǎn)。B靶區(qū)為扇根，3口水平井呈放射狀發(fā)散,從左至右3口水平井井段依次變短，局部區(qū)域單井控制儲(chǔ)量的程度差，對(duì)于單一油井鉆遇區(qū)，可以增加縫長，完善儲(chǔ)量控制[13]。

圖2 水平井組三區(qū)優(yōu)化示意Fig.2 Optimization diagram for three zones a group of horizontal wells

1.3.2 縱向壓裂縫長優(yōu)化

建立了空間裂縫計(jì)算新模式，即縱向上下相鄰的2口水平井需要其對(duì)應(yīng)位置的壓裂縫長。優(yōu)化時(shí)，將一條裂縫縫端A點(diǎn)投影到另一條裂縫縫端C點(diǎn)所在平面上得到B點(diǎn)，將A、B、C等3點(diǎn)連接建立一個(gè)空間的直角三角形，計(jì)算AC連線即直角三角形斜邊的長度，使端點(diǎn)間距等于2倍的泄油半徑(見圖3)，這樣可使兩井間的儲(chǔ)量得到有效控制和動(dòng)用，單縫控制地質(zhì)儲(chǔ)量增加0.2×104t。

圖3 水平井組縱向壓裂縫長空間優(yōu)化示意Fig.3 Geometry optimization of vertical fractures in horizontal wells

利用上述優(yōu)化原則，實(shí)現(xiàn)了平面和縱向三維立體組合優(yōu)化(見表1)[14]，A靶區(qū)支撐半縫長為60～230 m,中間區(qū)支撐半縫長為75～150 m,B靶區(qū)支撐半縫長為110～218 m。數(shù)值模擬分析表明，采用平面、縱向結(jié)合進(jìn)行縫長優(yōu)化，可以實(shí)現(xiàn)8口水平井組儲(chǔ)量的最大控制[15]。與不考慮縱向壓裂縫長優(yōu)化相比，設(shè)計(jì)87段，可增加控制地質(zhì)儲(chǔ)量17.2×104t。

表1 鹽227區(qū)塊壓裂半縫長優(yōu)化結(jié)果Table 1 Optimization of fracture half-length in Block Yan 227

1.4 壓裂縫高控制

“三層樓”縱向間隔為80 m，壓裂縫高需要控制在80 m以內(nèi)，以避免上下層間的裂縫溝通[16-17]。采用全三維壓裂模擬軟件,計(jì)算了在一定砂量下不同排量對(duì)縫高擴(kuò)展的影響(見圖4)，確定最佳排量為6.5～7.0 m3/min。

1.5 壓裂工藝優(yōu)化

針對(duì)砂礫巖物性差異大、非均質(zhì)性強(qiáng)、破裂壓力差別大的特點(diǎn)，將水平井組分為4類儲(chǔ)層，并采取前置段塞、2～5個(gè)多段塞進(jìn)行打磨、降壓措施，實(shí)現(xiàn)了有效加砂，配套了泵送橋塞與射孔聯(lián)作工藝，實(shí)現(xiàn)分段射孔、分段壓裂。應(yīng)用實(shí)時(shí)地面微地震監(jiān)測技術(shù)，布置18個(gè)監(jiān)測臺(tái)站，4～6 h提供施工結(jié)果，以指導(dǎo)下段施工，圖5為監(jiān)測結(jié)果。裂縫監(jiān)測結(jié)果表明，鹽227區(qū)塊工廠化壓裂裂縫縫網(wǎng)基本形成，達(dá)到了溝通但不串通的目的，滿足了油藏地質(zhì)要求，實(shí)現(xiàn)了體積改造的最大化。

圖4 不同排量對(duì)縫高擴(kuò)展的影響Fig.4 Influence of different flow rates on fracture height propagation

圖5 裂縫監(jiān)測結(jié)果Fig.5 Result of fracture monitoring

1.6 實(shí)時(shí)混配新型壓裂液技術(shù)

為了提高水平井組整體壓裂效果，研制開發(fā)的乳液締合型壓裂液體系在150 ℃溫度、170 s-1速率條件下剪切120 min后，黏度大于50 mPa·s。該體系可與地面池塘水進(jìn)行實(shí)時(shí)混配，滿足鹽227水平井組流水線整體壓裂作業(yè)需求。與常規(guī)瓜膠壓裂液相比，整體施工時(shí)壓裂液總量減少10%，儲(chǔ)液罐減少69%，施工時(shí)效提高30%以上。

2 現(xiàn)場壓裂施工

水平井組壓裂施工優(yōu)化采用“二二”組合施工方式，8口井分4組進(jìn)行施工，施工順序?yàn)椋?鹽227-8HF井，鹽227-3HF井)+(鹽227-9HF井，鹽227-4HF井)+(鹽227-2HF井，鹽227-7HF井)+(鹽227-5HF井，鹽227-6HF井)。采用一套壓裂車組交叉壓裂、交叉泵送橋塞施工。地面高壓管線連接簡單，地面管線短，地面管匯操作控制簡單方便，安全風(fēng)險(xiǎn)較低，單層施工時(shí)間1～2 h，泵送橋塞耗時(shí)4～5 h，交叉施工等停時(shí)間短。

整體壓裂歷經(jīng)34 d，完成了8井次、87段壓裂施工。共泵入壓裂液39 988 m3，支撐劑2 874.72 m3，最高砂比50%，單段最高加砂量達(dá)100 m3，達(dá)到了大規(guī)模改造儲(chǔ)層的目的。通過整體壓裂，實(shí)現(xiàn)了油藏、鉆井、壓裂一體化，提高了設(shè)計(jì)優(yōu)化的針對(duì)性和適應(yīng)性，保證了實(shí)施的最佳效果。與常規(guī)單井壓裂相比，整體壓裂施工周期縮短50%，壓裂液用量減少10%，單井投產(chǎn)費(fèi)用減少395.5萬元。壓裂后初期產(chǎn)油量120.5 t/d，目前產(chǎn)油量94.4 t/d,自2013年12月投產(chǎn)以來已累計(jì)生產(chǎn)原油2.54×104t,水平井組整體立體縫網(wǎng)壓裂取得了良好的增產(chǎn)效果。

3 結(jié)論及建議

1) 發(fā)展了水平井組立體縫網(wǎng)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)新技術(shù)，通過自主設(shè)計(jì)、自主施工的一體化模式，完成了國內(nèi)外首個(gè)深層砂礫巖水平井組工廠化整體壓裂施工。

2) 需要進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)多簇射孔的優(yōu)化及整體壓裂實(shí)時(shí)優(yōu)化設(shè)計(jì)的完善，提高多段改造的效果。

3) 建議加大致密砂巖油水平井組工廠化整體壓裂的現(xiàn)場試驗(yàn)力度，加強(qiáng)油藏、鉆井和壓裂一體化結(jié)合，推進(jìn)致密砂巖油的規(guī)模建產(chǎn)和規(guī)模動(dòng)用。

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