段永偉

(吉林油田公司采油工藝研究院，吉林松原 138000)

松遼盆地吉林油田致密油資源豐富，儲層孔滲條件差，滲透率小于0.1mD，孔隙度小于8%，孔喉半徑小于700nm，油井無自然產(chǎn)能，2008年部署直井R53井采用常規(guī)水力壓裂改造平均日產(chǎn)油1.4t，3年累計產(chǎn)油968t，難以達(dá)到經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。2012年吉林油田針對扶余致密油藏，在精細(xì)地質(zhì)研究、儲層巖石力學(xué)分析和體積壓裂工藝評價的基礎(chǔ)上，確立了水平井組開發(fā)，應(yīng)用水平井同步壓裂的體積改造技術(shù)思路，部署了4口平臺水平井。選取井距為450m的RP1井和RP3井開展同步壓裂體積改造技術(shù)試驗，探索不同水平段長度、不同完井工藝提高致密油儲層改造體積及單井產(chǎn)能的技術(shù)工藝。

1 同步體積壓裂技術(shù)研究

1.1 技術(shù)原理

同步體積壓裂是對兩口或兩口以上的配對水平井同時進(jìn)行體積壓裂。根據(jù)縫間干擾理論，同步水力壓裂形成裂縫可能會誘導(dǎo)應(yīng)力改變，促使應(yīng)力轉(zhuǎn)向，形成裂縫網(wǎng)絡(luò)或多裂縫，增加裂縫網(wǎng)絡(luò)的密度及表面積，進(jìn)一步增加水平井儲層改造體積，達(dá)到初期高產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)的目的［1～4］。

1.2 同步體積壓裂增產(chǎn)機(jī)理研究

1.2.1 形成縫網(wǎng)的儲層條件及可控因素

地應(yīng)力差值大小影響縫網(wǎng)的復(fù)雜程度，地應(yīng)力差值越小，越易形成復(fù)雜縫網(wǎng)［5～7］;隨水平主應(yīng)力差的減小，應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑R增加 (圖1);隨縫內(nèi)壓力的增加，應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑R增加 (圖2)，應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑大小表征裂縫波及范圍及復(fù)雜程度，即轉(zhuǎn)向半徑越大，越易形成縫網(wǎng)。

圖1 不同地應(yīng)力差值下裂縫形態(tài)示意圖Fig.1 Schematic diagram of fracture morphology under different stress difference

圖2 不同縫內(nèi)壓力下應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑示意圖Fig.2 Schematic diagram of stress turning radius under different seam internal pressure

理論分析及數(shù)值模擬證實(shí)，裂縫附近存在應(yīng)力非轉(zhuǎn)向條帶 (圖3中三角區(qū)域)，非轉(zhuǎn)向條帶的存在限制了裂縫沿壁面的轉(zhuǎn)向，是砂巖在常規(guī)條件下形成對稱雙翼縫的原因之一。

根據(jù)理論研究，提出消除非轉(zhuǎn)向條帶的兩項措施:一是提高縫內(nèi)凈壓力;二是利用兩條平行裂縫進(jìn)行應(yīng)力干擾［8～10］。雙縫之間由于應(yīng)力相互干擾，在一定的縫內(nèi)凈壓力條件下，應(yīng)力場可以完全反轉(zhuǎn) (圖4)，圖4中橢圓區(qū)域為縫內(nèi)凈壓力為64MPa時的應(yīng)力完全反轉(zhuǎn)區(qū)。

圖3 單縫沿裂縫壁面存在非轉(zhuǎn)向條帶圖Fig.3 Non－steering histogram of cracks along the fracture surface

圖4 平行雙縫干擾示意圖Fig.4 Diagram of parallel double－slit interference

1.2.2 同步體積壓裂模擬分析

采用有限元方法，借助大型有限元軟件ABAQUS模擬不同凈壓力及水平應(yīng)力差情況下的就地應(yīng)力變化情況，通過建立二維儲層裂縫模型，選取平面應(yīng)力單元劃分網(wǎng)格，計算其應(yīng)力場方向的變化，進(jìn)而分析同步體積壓裂形成縫網(wǎng)的可行性。

模擬條件:以RP1井和RP3井兩口平臺水平井為對象，兩井水平段間距為450～585m(兩井水平段不平行);最小水平主應(yīng)力為32MPa，水平應(yīng)力差為3～5MPa;彈性模量為15GPa，泊松比為0.25;單井壓裂段間距為50m。

建立計算模型 (圖5):以原始最大水平主應(yīng)力方向為水平方向，在圖中兩條水力壓裂裂縫內(nèi)模擬施工時的壓力，分析應(yīng)力轉(zhuǎn)向情況。

圖5 有限元模擬初始模型圖Fig.5 Finite element simulation the initial model

對單縫應(yīng)力誘導(dǎo)和雙縫應(yīng)力干擾兩種情況進(jìn)行模擬分析，計算縫內(nèi)凈壓力為4～11MPa時應(yīng)力干擾及轉(zhuǎn)向情況如下。

(1)單縫應(yīng)力誘導(dǎo) (單級壓裂后)。由圖6表明，當(dāng)縫內(nèi)凈壓力達(dá)到6MPa時，裂縫周圍出現(xiàn)轉(zhuǎn)向區(qū);凈壓力為7MPa時，兩條水力壓裂裂縫間有明顯的應(yīng)力干擾，應(yīng)力干擾引起轉(zhuǎn)向程度及范圍均大幅提高，出現(xiàn)明顯的較大范圍應(yīng)力反轉(zhuǎn)區(qū)(圖6b中橢圓區(qū)域)，即應(yīng)力場更有利于裂縫轉(zhuǎn)向形成復(fù)雜縫網(wǎng)。

水平應(yīng)力差為5MPa、縫內(nèi)凈壓力不小于10MPa時，裂縫周圍應(yīng)力才出現(xiàn)轉(zhuǎn)向。從模擬結(jié)果來看，提高縫內(nèi)凈壓力并在縫端實(shí)施暫堵有望促進(jìn)復(fù)雜縫網(wǎng)形成。

圖6 水平應(yīng)力差為3MPa時不同縫內(nèi)凈壓力的應(yīng)力干擾圖Fig.6 Stress interference under different seam net pressurewhen horizontal stress difference is 3 MPa

(2)雙縫應(yīng)力干擾 (多級壓裂)。分析單縫壓裂后第二級壓裂的應(yīng)力轉(zhuǎn)向情況，計算兩條裂縫間應(yīng)力干擾情況 (圖7)表明，段間距為50m的條件下，可實(shí)現(xiàn)段間完全應(yīng)力轉(zhuǎn)向。

模型分析結(jié)果表明:

①提高縫內(nèi)凈壓力有利于促進(jìn)應(yīng)力轉(zhuǎn)向，從而為形成復(fù)雜縫網(wǎng)提供應(yīng)力條件，該區(qū)塊保持凈壓力大于6～11MPa才能保證應(yīng)力轉(zhuǎn)向。

圖7 水平應(yīng)力差為3MPa及縫內(nèi)凈壓力為6MPa時雙縫應(yīng)力干擾圖Fig.7 Double－slit stress interference when horizontal stress difference is 3 MPa and raphe net pressure is 6 MPa

②計算發(fā)現(xiàn)，段間距為50m，凈壓力大于6～7MPa時，能夠保證縫間應(yīng)力的充分干擾，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。

③為保證較高縫內(nèi)凈壓力，應(yīng)盡量提高施工排量，或采用縫端暫堵工藝，實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)凈壓力升高，促進(jìn)裂縫周圍應(yīng)力轉(zhuǎn)向。

概括為“高排量、縫端暫堵、段內(nèi)暫堵、大規(guī)?！?個施工原則。

2 同步體積壓裂配套技術(shù)

2.1 小型壓裂測試解釋評價技術(shù)

為了保證扶余致密油水平井同步體積壓裂成功，壓前進(jìn)行小型測試，求取儲層關(guān)鍵參數(shù)，包括儲層閉合應(yīng)力、壓裂液效率、濾失及摩阻等，指導(dǎo)主壓裂施工。

2.2 水平井穿層壓裂技術(shù)

針對扶余油層縱向多層的特征，利用水平井穿層壓裂配套技術(shù)，通過施工參數(shù)優(yōu)化 (排量、規(guī)模)、壓裂液體系優(yōu)選 (高黏液體)等，實(shí)現(xiàn)穿層壓裂改造，保證縱向多層有效溝通。

2.3 儲層保護(hù)技術(shù)

針對扶余油層強(qiáng)水敏的特征，利用乳化壓裂液體系、生物酶+微膠囊組合破膠技術(shù)，降低壓裂傷害，提高壓后返排及試油效果。

2.4 水平井裂縫監(jiān)測技術(shù)

利用井下微地震裂縫監(jiān)測技術(shù)，求取同步體積壓裂井壓后裂縫參數(shù) (長、寬、高)及裂縫復(fù)雜程度，計算改造體積，評價同步體積壓裂改造程度，為后續(xù)井壓裂改造方案提供借鑒和指導(dǎo)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 同步體積壓裂方案

根據(jù)模擬結(jié)果，優(yōu)化同步體積壓裂施工方案，立足改造體積最大化原則，優(yōu)化合理縫長，促使兩口井裂縫相互干擾，形成復(fù)雜縫網(wǎng)，提高同步體積壓裂改造程度及壓后效果。

3.1.1 壓裂參數(shù)優(yōu)化

兩井間距為450～585m，RP1井水平段長為1052m，應(yīng)用裸眼封隔器18段壓裂，平均段間距為61m，排量為5.0～5.5m3/min，設(shè)計總砂量為1020m3(平均單段砂量為56.7m3)，總液量為8300m3。RP3井水平段長為635m，應(yīng)用快鉆橋塞分11段/30簇壓裂，平均段間距為66m，簇間距為21m，設(shè)計總砂量為550m3(平均單段砂量為50m3)，總液量為4450m3。

3.1.2 布縫方式及對應(yīng)關(guān)系優(yōu)化

根據(jù)對應(yīng)關(guān)系，采取對稱布縫，對兩口井前11段開展同步體積壓裂，RP1井后7段單獨(dú)壓裂。

3.2 現(xiàn)場施工及試油效果分析

3.2.1 現(xiàn)場實(shí)施情況

RP1井施工排量為4.5～5.5m3/min，實(shí)際總砂量為952.7m3，總液量為7787.7m3，平均砂比為21.9%;施工壓力為21～62MPa;RP3井施工排量為4.5～5.5m3/min，總砂量為404m3，總液量為3595.4m3，平均砂比為21.9%，施工壓力為17～34MPa(圖8)。

圖8 同步體積壓裂施工曲線圖Fig.8 Synchronous volume fracturing curve

3.2.2 壓裂后投產(chǎn)情況

RP1井壓裂后平均日產(chǎn)油17.8t，平均日產(chǎn)水23.2t;RP3井壓裂后平均日產(chǎn)油9.6t，日產(chǎn)水8.8t(圖9)。

同區(qū)塊3口井平均日產(chǎn)油1.6t，日產(chǎn)液2.4t(圖10)。RP1井和RP3井試采平均產(chǎn)量是同區(qū)塊直井的4～10倍，證明同步體積壓裂對致密油藏增產(chǎn)效果明顯。

實(shí)踐證明，同步體積壓裂技術(shù)可有效提高致密油藏初產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)水平，為該地區(qū)致密油難采儲量的有效動用提供了技術(shù)保障，并指導(dǎo)致密油領(lǐng)域后續(xù)45口開發(fā)水平井部署，可規(guī)模推廣應(yīng)用。

3.3 裂縫監(jiān)測認(rèn)識

圖9 RP1井和RP3井采油曲線圖Fig.9 Oil graph of RP1 well and RP3 well

圖10 同區(qū)塊3口代表性直井平均采油曲線圖Fig.10 Average oil graph of the 3 vertical wells in the same block

(1)RP1井 SRV(改造體積)為 2000×104m3，RP3井為683.6×104m3，改造體積為常規(guī)水平井的2～5倍，實(shí)現(xiàn)了體積改造目的。

(2)井間距為450m時存在一定應(yīng)力干擾，但不明顯，類似儲層可適當(dāng)縮短井距，提高排量，增加規(guī)模。

(3)平均人工裂縫波及長度為385m，波及寬度為155m。RP1井和RP3井目的層厚度為8.3m，其所在砂組發(fā)育多套砂泥薄互層，縱向跨度平均為55m，裂縫監(jiān)測裂縫波及高度為49m，實(shí)現(xiàn)了穿層壓裂改造。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)同步體積壓裂技術(shù)可增加平臺水平井壓裂改造體積，有利于提高致密油壓后產(chǎn)能。

(2)同步體積壓裂技術(shù)可充分利用縫間干擾，實(shí)現(xiàn)應(yīng)力反轉(zhuǎn)，能夠在致密油儲層中形成縫網(wǎng)或多裂縫。

(3)同步體積壓裂技術(shù)對類似致密油氣藏同樣適用，具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

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