井素娟, 王艷梅, 井毅, 龔愛華, 赫長平, 李香玲

(中國石油集團測井有限公司長慶事業(yè)部, 陜西 西安 710201)

0 引 言

姬塬地區(qū)長9地層先后發(fā)現(xiàn)多個含油富集區(qū)具有一定的勘探潛力,但油層規(guī)模小,含油分布不連續(xù),需要采用一定規(guī)模的壓裂才能形成有效產(chǎn)能。但油層結(jié)構(gòu)復(fù)雜,油藏底水發(fā)育,巖石脆性大,采用中等規(guī)模或大規(guī)模壓裂和常規(guī)的射孔工藝改造后容易溝通底水,使含油井出水不出油,試油壓裂改造難度大,急需研究新型射孔工藝有效改造地層。通過對長9儲層特征的研究發(fā)現(xiàn),姬塬長9地層總體上裂縫發(fā)育程度較弱,壓裂裂縫的延伸受地應(yīng)力控制,儲層脆性普遍較大,壓裂縫高度控制難度大。在前期理論研究[1-6]和應(yīng)用實驗的基礎(chǔ)上選用定面射孔技術(shù)改變井筒內(nèi)同一橫截面的地應(yīng)力分布,誘導(dǎo)壓裂裂縫在射孔孔眼的應(yīng)力集中帶生成,從而有效控制水力壓裂裂縫走向沿著井筒徑向擴展,達到最佳改造效果。通過對姬塬地區(qū)長9地層底水油藏物性接近的鄰井分別進行定面射孔和常規(guī)射孔壓裂,對比試油結(jié)果,證明定面射孔技術(shù)配合加酸工藝或采用小規(guī)模壓裂方式,明顯優(yōu)于常規(guī)射孔壓裂方式,能夠有效改善底水油藏易出水的現(xiàn)狀。

1 定面射孔技術(shù)

常規(guī)射孔技術(shù)一般沿著水平方向射孔[7-8],壓裂裂縫受井筒與最小主應(yīng)力方向的影響,裂縫形態(tài)和延伸方向不能人為控制。定面射孔技術(shù)采用特殊布彈方式[3,5],射孔后,在垂直于套管軸向同一橫截面的內(nèi)壁圓周上形成多個孔眼,圓周上多個孔眼排布可形成沿井筒橫向的應(yīng)力集中,能夠有效控制裂縫走向,降低地層破裂壓力[9](見圖1)。

圖1 定面射孔方式示意圖[7]

通過對定面射孔水力壓裂模擬試驗得出結(jié)論。

(1) 對于縫間干擾,當(dāng)裂縫間距較小,縫間干擾嚴重,最終的壓裂效果相當(dāng)于1條縫的壓裂;裂縫間距小于20 m,干擾效果都很明顯;當(dāng)裂縫間距大于30 m,相互之間的干擾作用較小,2條縫各自都能向兩翼張開。

(2) 相對于常規(guī)螺旋射孔壓裂,定面射孔能有效降低起裂壓力,且隨著定面射孔的軸向夾角增加,起裂壓力有減小的趨勢。

(3) 當(dāng)定面射孔徑向夾角小于70°,3個射孔起裂的裂縫能夠融合在一起;當(dāng)夾角大于80°,裂縫沒能融合在一起,建議工程中定面射孔的徑向夾角小于80°。

(4) 不管初始最小主應(yīng)力沿著哪個方向,定面射孔能有效控制裂縫起裂方向,使得裂縫沿著3個射孔所在的面延伸。

定面射孔器與常規(guī)射孔器最大區(qū)別在于每發(fā)射孔彈不是獨立的單元,它需要將多個射孔彈組成一個整體,射孔后同簇射孔彈的孔眼在垂直于套管軸向同一橫截面上,形成定面射孔(見圖2)。定面射孔受射孔槍內(nèi)徑的限制,要求射孔彈要有一定的穿透深度與孔徑,布置射孔彈時只能沿著彈架依次排列。根據(jù)定面射孔要求,射孔后同簇射孔彈的孔眼要在垂直于套管軸向的同一橫截面上,需要在彈架上固定射孔彈對射孔方向進行調(diào)整。為了使同簇內(nèi)的3發(fā)射孔彈射孔孔眼在同一套管橫截面上(見圖2),滿足最佳射孔效果,需要對同簇內(nèi)的第1發(fā)和第3發(fā)射孔彈的射孔方向進行調(diào)整。第2發(fā)射孔彈射孔方向與常規(guī)射孔相類似。3發(fā)射孔彈指向套管同一固定平面,完成定面射孔。

圖2 定面射孔裝置示意圖[7]

同簇內(nèi)相鄰的2發(fā)射孔彈徑向夾角根據(jù)數(shù)據(jù)模擬研究定面射孔數(shù)值模擬研究結(jié)論小于80°,在此選用60°。第1發(fā)和第3發(fā)射孔與軸向夾角根據(jù)同軸射孔彈之間的距離及需要定面的位置,通過計算模擬,5.5 in*非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同套管處定面夾角51°,8.5 in套管處定面夾角59°。第1發(fā)和第3發(fā)射孔方向相反。第2發(fā)射孔彈射孔方向與彈架垂直。

為了分析研究不同類型定面射孔器的穿深及安全性能,分別對深穿透和大孔徑定面射孔器進行了打靶試驗,以明確每種射孔器的定面效果、安全性能及孔深、孔徑等技術(shù)指標,為定面射孔槍的結(jié)構(gòu)設(shè)計及射孔彈的選定提供理論數(shù)據(jù)支撐。通過打靶試驗監(jiān)測結(jié)果顯示,大孔徑定面射孔器與深穿透射孔彈的穿孔效果類似。采用深穿透射孔彈的定面射孔器,同簇射孔孔道在定面位置穿出后呈現(xiàn)發(fā)散形狀,射孔彈道可能穿入下部的水層,所以不能選用單一的深穿透型射孔彈。將深穿透與大孔徑相結(jié)合的定面射孔器施工效果更好,更適合底水油藏的應(yīng)用。

2 姬塬地區(qū)長9儲層特征

2.1 物性特征

姬塬地區(qū)長9地層巖石類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。粒度相對較粗,中-粗砂含量高。填隙物以綠泥石、碳酸鹽、硅質(zhì)和濁沸石膠結(jié)為主?？紫额愋鸵粤ｉg孔為主,長石溶孔及濁沸石溶孔發(fā)育;物性總體較好,但平面非均質(zhì)性明顯。長9油藏規(guī)模小,油層識別與改造難度大,測井解釋符合率和試油成功率低,大部分含油層發(fā)育底水[10]。

2.2 裂縫發(fā)育情況及地應(yīng)力方向

對姬塬地區(qū)81口井長9地層按砂泥巖分類做了裂縫線密度統(tǒng)計。分析認為,長9裂縫發(fā)育程度相對較弱。巖性上,長9地層泥巖裂縫發(fā)育程度高于砂巖。

姬塬地區(qū)長9地層裂縫發(fā)育總體程度較弱。長9地層砂巖裂縫發(fā)育程度相對較低,平均線密度為0.09條/m;泥巖裂縫發(fā)育程度相對略高,平均線密度為0.17條/m。對姬塬地區(qū)含油砂體進行裂縫發(fā)育位置進行分析,結(jié)果顯示長9地層裂縫在儲層砂體和圍巖中同時發(fā)育的情況最為常見;其次是僅在泥巖中發(fā)育的情況;裂縫僅在儲層砂體內(nèi)發(fā)育的情況、在儲層和臨近水層共同發(fā)育的情況相對較少。天然裂縫的發(fā)育不是該區(qū)底水油藏出水的主導(dǎo)因素,常規(guī)壓裂裂縫的延伸方向還受地應(yīng)力的影響,對姬塬地區(qū)測電成像且能判斷主應(yīng)力方向的井進行統(tǒng)計分析,姬塬地區(qū)最大水平主應(yīng)力方向主要為北東東—南西西向,裂縫走向與最大水平主應(yīng)力方向一致。

2.3 巖石力學(xué)特征

姬塬地區(qū)長9地層深度分布在2 200.0～3 200.0 m,儲層最大水平主應(yīng)力40.00～59.00 MPa,最小水平主應(yīng)力34.00～49.00 MPa,破裂壓力36.00～51.00 MPa,脆性指數(shù)32.00～44.00 BRIT,靜態(tài)泊松比0.21～0.26,靜態(tài)彈性模量25.00～33.00 GPa。計算的儲隔層應(yīng)力差為0.80～4.00 MPa,脆性指數(shù)差為1.50～16.00 BIRT(見表1)。當(dāng)儲層破裂壓力大且脆性指數(shù)較大時容易被壓開;圍巖與儲層的脆性指數(shù)差較小,壓裂時儲層與圍巖容易連通。圖3中,G01井長9油水層、含油水層及其隔層脆性指數(shù)值均較大,差值小,采用常規(guī)壓裂方式,加砂3.0 m3,砂比為9.2%,排量為0.8～1.0 m3/min,試油結(jié)果為油花,水22.1 m3/d。壓裂縫高度控制難度大,導(dǎo)致含油層試油出水。

表1 姬塬地區(qū)長9巖石力學(xué)參數(shù)統(tǒng)計表

圖3 G01井長9測井解釋綜合成果圖*非法定計量單位,1 mD=0.987×10-2 μm2,下同

常規(guī)聚能射孔一般采用螺旋布孔方式,射孔后在井筒套管內(nèi)表面形成螺旋狀均布排列的多個孔眼,大多數(shù)情況下裂縫只能沿垂直于天然最小主應(yīng)力的方向擴展,裂縫走向不能控制,極有可能造成段與段之間壓裂裂縫的交叉串通,在底水油藏中溝通底水,影響壓裂效果。因此,需要定面射孔解決出水問題。

3 現(xiàn)場應(yīng)用與效果分析

定面射孔技術(shù)[9]在垂直于套管軸向同一橫截面的內(nèi)壁圓周上形成多個孔眼,圓周上多個孔眼排布可形成沿井筒橫向的應(yīng)力集中,能夠有效控制裂縫走向,降低地層破裂壓力[9]。壓裂裂縫走向沿井筒橫向擴展,避免段與段之間壓裂裂縫的交叉串通,達到最佳的儲層改造效果。對于姬塬地區(qū)長9底水發(fā)育儲層的開發(fā),采用定面射孔技術(shù)可有效降低地層破裂壓力,使裂縫沿井筒徑向擴展,避免底水或減小底水侵入。

B01井目的層為長91,錄井油跡、取心條帶狀油斑,全烴有顯示,綜合常規(guī)完井資料、電成像、核磁共振、陣列聲波成像測井及鄰井資料,常規(guī)綜合解釋了2 688.5～2 694.9 m井段共5.4 m(106個層)和2 700.3～2 709.9 m井段9.6 m(107個層)的含油水層(見圖4)。電成像測井資料表明,2 686.0～2 695.0 m砂體中,僅在砂體上圍巖發(fā)育1條裂縫,2 688.0 m處的亮條帶所示高電阻率致密夾層,將射孔段含油水層和上面的干層有效隔開,對壓裂縫與天然裂縫的溝通起到一定的阻擋作用。陣列聲波測井資料表明,儲層的脆性指數(shù)為32.86 BRIT,明顯大于上下圍巖的脆性指數(shù);且最大水平主應(yīng)力、最小水平主應(yīng)力和地層破裂壓力值較上下圍巖小,采用適當(dāng)?shù)膲毫逊绞嚼趬毫芽p在儲層內(nèi)延伸。核磁共振測井顯示從區(qū)間孔隙度的分析結(jié)果,2個段儲層均由大、中、小孔徑孔隙組成,中孔徑孔隙所占比例最大,2段的A組T2譜特征和位置相似,以雙峰特征為主,譜展布較寬,局部有拖尾,譜幅度中等,表明儲層物性較好;2個段儲層的D組T2譜位置均明顯前移且譜幅度增大,展布變窄,有差譜信號,分析認為儲層含水。

圖4 B01井長9測井解釋成果圖

通過分析,結(jié)合常規(guī)及成像測井資料,建議在含油水層頂部2 689.0～2 690.0 m射孔試油,且預(yù)測壓裂縫在儲層內(nèi)形成。由于與下鄰層10.0 m的含油水層和50.0 m的厚水層僅有5.0 m的泥巖隔層,極易出大水,利用常規(guī)射孔技術(shù)很難控制儲層的裂縫高度。選用定面射孔技術(shù)射孔段2 689.0～2 690.0 m,采用多級加砂,加砂量,陶粒1.0+2.0 m3+砂5.0 m3,砂比為10.0+10.0+10.0%,排量為1.2/1.2/1.2 m3/min,破裂壓力為26.7 MPa,試油結(jié)果為油花、水6.9 m3/d,成功避免了與下部厚水層溝通出大水的現(xiàn)象?；诔上駵y井資料的參考,驗證了采用定面射孔技術(shù)在壓裂施工中起到的重要控水作用。

B02井是B01井的鄰井。采用常規(guī)射孔工藝對長9地層2 702.8～2 713.3 m油水同層進行改造,射孔井段2 702.0～2 704.0 m,位于砂體上部,壓裂改造方式為水力壓裂,加陶粒3.0 m3,砂比為10.4%,排量為1.2 m3/min,破裂壓力27.0 MPa,試油結(jié)果為油0.0 t/d、水11.0 m3/d。壓后各向異性成果圖中壓裂施工裂縫未得到很好控制,裂縫貫穿整個砂體并向上部圍巖延伸。

2個井對比,B01井長9地層含油水層常規(guī)測井自然伽馬約為75.00 API,聲波時差為238.27μs/m,密度為2.49 g/cm3,電阻率15.21 Ω·m;B02井長9地層油水同層常規(guī)測井自然伽馬約為75.00 API,聲波時差為222.00 μs/m,密度為2.45 g/cm3,電阻率:15.00 Ω·m。兩井電性特征均位于各圖版易出水區(qū),壓裂施工參數(shù)接近,射孔工藝采用不同方式,B01井采用定面射孔技術(shù),B02井采用常規(guī)射孔技術(shù),定面射孔技術(shù)控水效果明顯優(yōu)于常規(guī)射孔技術(shù)。

C02與鄰井C03均為底水發(fā)育油藏,2個井試油結(jié)果差別大,除了電性、物性反映的含油性差異,還受射孔壓裂施工方案采用不同方式的影響,C03采用常規(guī)射孔壓裂方式改造,C02定面射孔結(jié)合擠酸改造控制排量,誘導(dǎo)壓裂裂縫在射孔孔眼的應(yīng)力集中帶生成,有效控制了水力壓裂裂縫走向沿著井筒徑向擴展,達到增產(chǎn)控水的最佳改造效果,與常規(guī)射孔技術(shù)相比優(yōu)勢顯著(見圖5、圖6)。

表2 C02井、C03井射孔段壓裂參數(shù)及試油結(jié)果表

圖5 C02井長91測井解釋成果圖

圖6 C03井長91測井解釋成果圖

4 結(jié) 論

(1) 姬塬長9地層儲層特征裂縫發(fā)育程度較弱,壓裂裂縫的延伸受地應(yīng)力控制,儲層脆性普遍較大,壓裂縫高度控制難度大,并通過對姬塬地區(qū)長9地層底水油藏物性接近的鄰井分別進行定面射孔和常規(guī)射孔壓裂對比分析認為:長9底水油藏、頂部含油砂體容易出油,射孔后為了盡可能使裂縫沿井眼徑向延伸,采用定面射孔與加酸相結(jié)合的方式可以有效改善油層的滲透性和導(dǎo)流能力。

(2) 當(dāng)儲層較厚,需使用深穿透或大孔徑定面射孔器;儲層較薄,為了避免在套管上定面后的射孔孔道穿入下部水層,需采用深穿透與大孔徑相結(jié)合的定面射孔器。

(3) 建議姬塬地區(qū)長9地層底水油藏應(yīng)采用定面射孔技術(shù)配合加酸技術(shù)或采用小規(guī)模壓裂,控制裂縫規(guī)模。

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