申婷婷

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)是超稠油油藏蒸汽吞吐中后期的有效接替技術(shù)之一，新疆油田稠油蒸汽吞吐老區(qū)采用該技術(shù)實(shí)施綜合調(diào)整，實(shí)現(xiàn)了油藏的穩(wěn)產(chǎn)提效。驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)技術(shù)的機(jī)理是：采油水平井位于油層底部，通過在油層中部加密注汽水平井或直井，多周期蒸汽吞吐預(yù)熱建立水動(dòng)力連通后轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合生產(chǎn)，蒸汽釋放汽化潛熱加熱的原油在重力勢能和蒸汽驅(qū)替作用下滲流至下部水平井采出，該方式能夠有效動(dòng)用井間原油，獲得較高采收率。

近年來，隨著驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)調(diào)整的不斷深入，儲(chǔ)層非均質(zhì)性逐漸增強(qiáng)，同時(shí)受水平段流體流動(dòng)壓差差異性分布的影響，注采連通程度及動(dòng)用均勻程度逐漸降低，嚴(yán)重制約驅(qū)泄復(fù)合井組開發(fā)效果和剩余油的高效動(dòng)用[1]。針對該開發(fā)矛盾，采用水平井微壓裂擴(kuò)容技術(shù)，擴(kuò)容微裂縫溝通注采井之間儲(chǔ)層，以改善注采井間連通性和水平段動(dòng)用均勻性。以新疆油田F油田齊古組油藏為例，該油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，沉積環(huán)境為辮狀河三角洲沉積，構(gòu)造為西北向東南緩傾的單斜，地層傾角為5～10 °，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，物性夾層較為發(fā)育。目的層油層厚度為2.3～35.1 m，平均厚度為20.3 m，巖性為中細(xì)砂巖，膠結(jié)疏松，孔隙度為27.8%～35.7%，滲透率為476～3 610 mD，含油飽和度為51.8%～79.4%，地層條件下脫氣原油黏度為42×104mPa·s。在目標(biāo)儲(chǔ)層地應(yīng)力分析的基礎(chǔ)上，通過地質(zhì)熱力學(xué)耦合數(shù)值模擬，優(yōu)化水平井微壓裂擴(kuò)容關(guān)鍵參數(shù)，分析擴(kuò)容前后生產(chǎn)效果，為同類油藏實(shí)施水平井微壓裂擴(kuò)容提供借鑒。

1 微壓裂擴(kuò)容技術(shù)可行性論證

1.1 儲(chǔ)層礦物組分及微觀結(jié)構(gòu)

采用Bruker D8 Focus Powder XRDX射線衍射儀開展射線衍射實(shí)驗(yàn)，對巖石礦物組分進(jìn)行分析(表1、2)。實(shí)驗(yàn)巖心選取的是目標(biāo)區(qū)具有代表性的超稠油儲(chǔ)層油砂巖樣。由表1、2可知：儲(chǔ)層礦物以石英、長石礦物為主，石英含量為34.9%，長石礦物含量為20.3%，石英含量較高，表明儲(chǔ)層較強(qiáng)親水而不親油；伊蒙混層礦物含量為1.5%，表明儲(chǔ)層水敏性較弱，有利于注水?dāng)U容改造。

表1 油砂巖樣非黏土礦物組分定量化分析Table 1 The quantitative analysis of non-clay mineral components of pay sandstone samples

表2 油砂巖樣黏土礦物組分定量化分析Table 2 Quantitative analysis table of clay mineral composition of pay sandstone samples

為從微觀層面解釋儲(chǔ)層油砂的擴(kuò)容行為，需確定巖樣在三軸力學(xué)加壓前后的微結(jié)構(gòu)演變，從而推導(dǎo)、解釋其在宏觀尺度(現(xiàn)場微壓裂操作工況條件)下的力學(xué)行為。為此，開展掃描電鏡(SEM)實(shí)驗(yàn)和環(huán)境掃描電鏡(ESEM)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。由圖1可知：砂粒分散鑲嵌于瀝青和黏土的混合基質(zhì)中，且表面覆蓋黏土片層；砂粒主要礦物成分為石英和長石，粒徑為50～180 μm，彼此不接觸或接觸點(diǎn)少，呈松散的微觀結(jié)構(gòu)；粒間充填瀝青和黏土混雜膠結(jié)物，對溫度極其敏感；原狀油砂孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育，砂粒易在局部剪切擴(kuò)容帶發(fā)生翻轉(zhuǎn)產(chǎn)生較大的新孔隙；且有效圍壓越低，產(chǎn)生的新孔隙越多越大，剪切擴(kuò)容帶范圍越大，越易形成局部優(yōu)勢滲流通道。

圖1 油砂微觀結(jié)構(gòu)Fig.1 The microstructure of oil sand

1.2 儲(chǔ)層油砂擴(kuò)容性評價(jià)

水平井微壓裂擴(kuò)容技術(shù)是利用非固結(jié)油砂地質(zhì)力學(xué)擴(kuò)容機(jī)理，快速建立井筒周圍擴(kuò)容區(qū)。儲(chǔ)層擴(kuò)容存在2種擴(kuò)容方式。一種是剪切擴(kuò)容，即油砂在剪切應(yīng)力作用下，發(fā)生砂粒間的翻轉(zhuǎn)和重新排列而使油砂孔隙體積增大；一種是張性擴(kuò)容，即孔隙壓力增大到一定程度時(shí)，砂粒間發(fā)生拉張分離而形成作為滲流通道的微裂縫[2-10]。為研究目標(biāo)區(qū)油砂不同條件下擴(kuò)容后的應(yīng)變規(guī)律，開展目標(biāo)儲(chǔ)層巖心三軸力學(xué)擴(kuò)容性評價(jià)實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)使用RTR-1500高溫高壓巖石三軸儀，采用應(yīng)變控制模式，對圓柱形巖樣施加橫向圍壓(有效圍壓為0.5、1.0、2.0、5.0 MPa)，然后逐漸增大軸向載荷，測出巖石破壞時(shí)的軸向應(yīng)力(σ1)，并繪出應(yīng)力與應(yīng)變關(guān)系曲線(圖2)，并利用掃描電鏡觀察油砂微結(jié)構(gòu)(圖3、4)，對儲(chǔ)層進(jìn)行剪切擴(kuò)容性評價(jià)。由圖2可知：儲(chǔ)層油砂在最小圍壓(0.5 MPa)下表現(xiàn)出明顯的應(yīng)變軟化形狀，在較小圍壓(1.0 MPa和2.0 MPa)下也呈現(xiàn)微小程度的應(yīng)變軟化；在高圍壓(5.0 MPa)下，油砂呈現(xiàn)典型的應(yīng)變硬化力學(xué)形狀。由圖3、4可知：低圍壓(0.5 MPa)下剪切擴(kuò)容帶發(fā)育明顯，角礫狀的砂粒顯著翻轉(zhuǎn)，易形成粒間大孔隙(最大直徑可達(dá)0.3 mm)，增加容量并形成優(yōu)勢滲流通道；高圍壓(5.0 MPa)下剪切帶較窄，砂粒翻轉(zhuǎn)程度較低，粒間孔隙發(fā)育較少，對擴(kuò)容和滲透率的促進(jìn)效果不明顯。應(yīng)變硬化對應(yīng)體積剪切收縮，應(yīng)變軟化對應(yīng)體積剪切膨脹。若增大注入壓力，則可大幅降低油砂樣品的有效圍壓，使得原本發(fā)生剪切收縮的區(qū)位轉(zhuǎn)為剪切膨脹，從而加大儲(chǔ)層的滲透率，進(jìn)而達(dá)到縮短蒸汽吞吐預(yù)熱時(shí)間的效果。

圖2 儲(chǔ)層油砂應(yīng)力應(yīng)變及體積應(yīng)變曲線Fig.2 The stress-strain and volumetric strain curves of oil sand in the reservoir

圖3 圍壓為0.5MPa下油砂剪切后微結(jié)構(gòu)圖Fig.3 The microstructure diagram of oil sand after shearing under confining pressure of 0.5MPa

圖4 圍壓為5.0MPa下油砂剪切后微結(jié)構(gòu)圖Fig.4 The microstructure diagram of oil sand after shearing under confining pressure of 5.0MPa

改變有效圍壓，通過監(jiān)測樣品體積形變的方法來進(jìn)行儲(chǔ)層張性擴(kuò)容性評價(jià)(圖5)。改變有效圍壓有2種方式：固定圍壓而增大孔隙壓力(對于地層某一深度的點(diǎn))和固定孔隙壓力而減小圍壓(對應(yīng)不同深度)，均能達(dá)到張性擴(kuò)容的效果[9-12]。由圖5可知：最小圍壓(0.5 MPa)時(shí)，儲(chǔ)層油砂有較強(qiáng)的剪切膨脹效應(yīng)；低有效圍壓(0.5 MPa)和較大變形的條件下(軸向應(yīng)變大于3%)，體積擴(kuò)容量高達(dá)4%，采用固定圍壓而增大孔隙壓力能達(dá)到較好的擴(kuò)容效果。因此，可通過不間斷注水，降低井壁周圍區(qū)域有效圍壓，再根據(jù)地層埋深逐級提高相應(yīng)的注入壓力使油砂產(chǎn)生較大單向形變來達(dá)到較好擴(kuò)容效果。

圖5 儲(chǔ)層油砂應(yīng)變與有效圍壓曲線Fig.5 The curve of oil sand strain and effective confining pressure of the reservoir

2 微壓裂擴(kuò)容技術(shù)機(jī)理

微壓裂擴(kuò)容是稠油儲(chǔ)層巖體在孔隙流體壓力的作用下，引起砂粒錯(cuò)動(dòng)或分開，不斷產(chǎn)生剪切擴(kuò)容或張性擴(kuò)容，不斷增加微觀孔隙空間，增加的微觀孔隙聚集在一定區(qū)域內(nèi)，形成大面積的擴(kuò)容帶，即孔隙介質(zhì)的一種變形和微裂縫區(qū)域的擴(kuò)展現(xiàn)象，實(shí)質(zhì)是砂粒在特定孔隙流體壓力作用下重新排列，擴(kuò)展了微觀孔隙空間。有別于常規(guī)水力壓裂形成的宏觀導(dǎo)流裂縫，稠油疏松砂巖儲(chǔ)層開展微壓裂擴(kuò)容時(shí)，要維持井底壓力比地層破裂壓力低0.3～0.5 MPa，擴(kuò)容首先在井筒周圍產(chǎn)生擴(kuò)容帶，擴(kuò)容帶即孔隙骨架被撐大、滲透率增加的區(qū)域，隨著液體持續(xù)進(jìn)入儲(chǔ)層，擴(kuò)容帶動(dòng)態(tài)擴(kuò)展，經(jīng)過一段時(shí)間后井筒周圍地層起裂，并產(chǎn)生微裂縫。井筒周圍微裂縫的產(chǎn)生時(shí)機(jī)和擴(kuò)容帶發(fā)育程度，取決于儲(chǔ)層地質(zhì)條件和施工作業(yè)工程參數(shù)的綜合作用，儲(chǔ)層地質(zhì)條件包括疏松砂巖的彈塑性力學(xué)屬性、孔隙度及滲透率，工程參數(shù)包括施工的壓力和排量。油砂的剪切膨脹性越好，孔隙彈性越好，對疏松砂巖巖層的擴(kuò)容越有利；施工壓力越接近地層破裂壓力，形成低圍壓更有利于微裂縫的產(chǎn)生[13-15]。加密水平井微壓裂擴(kuò)容過程是通過水平井注水，不斷調(diào)整注入壓力，實(shí)現(xiàn)井筒周圍油砂產(chǎn)生擴(kuò)容區(qū)，在低有效圍壓條件下，發(fā)生剪切擴(kuò)容，壓力進(jìn)一步提高，將產(chǎn)生張性擴(kuò)容，最終擴(kuò)容帶延伸建立注采井間連通通道。

2.1 油砂擴(kuò)容機(jī)理模型

為準(zhǔn)確模擬F油田油砂變形特征及擴(kuò)容效果，建立了相應(yīng)的擴(kuò)容有限元模型(圖6)。利用ABAQUS有限元模擬軟件建立目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層模型，油砂儲(chǔ)層夾在泥巖蓋層和底層之間。由于儲(chǔ)層側(cè)向?yàn)闊o限大地層空間，模型四周均約束法向位移，底面約束x、y、z三向位移；除了篩管內(nèi)表面設(shè)置為滲流邊界外，其他所有面均設(shè)置為非滲流平面，蓋層頂面允許z方向位移并施加上覆巖層壓力，油層厚度為13.0 m，孔隙度為31.0%，滲透率為1 650 mD，含油飽和度為72%，50 ℃原油黏度為2×104mPa·s，原始地層壓力為2.2 MPa。有限元計(jì)算采用三維位移/應(yīng)力-孔隙壓力耦合單元，模型參數(shù)采用F油田齊古組儲(chǔ)層物性參數(shù)及巖石力學(xué)特征參數(shù)(表3)，儲(chǔ)層物性及巖石力學(xué)參數(shù)均為室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場測試結(jié)果，能夠真實(shí)反映儲(chǔ)層地質(zhì)條件及巖石力學(xué)特征。

表3 有限元計(jì)算巖石力學(xué)參數(shù)表Table 3 The rock mechanical parameters calculated with finite element method

圖6 油砂儲(chǔ)層擴(kuò)容有限元模型Fig.6 The finite element model of oil sand reservoir expansion

2.2 微壓裂擴(kuò)容后儲(chǔ)層變化

整個(gè)微壓裂擴(kuò)容過程分為低壓擠注和提壓改造2個(gè)階段，低壓擠注階段主要是讓擠注液緩慢進(jìn)入地層，占據(jù)近井地帶儲(chǔ)層，形成微裂縫雛形；提壓改造階段主要是提升近井地帶壓力，促使微裂縫延伸至遠(yuǎn)井地帶，達(dá)到儲(chǔ)層改造、溝通注采井的目的[16-19]。數(shù)值模擬參數(shù)為：低壓擠注階段排量為5～10 L/min，共注入液體10 m3；提壓改造階段排量為50～100 L/min，共注入液體50 m3；模擬時(shí)間共計(jì)48 h。井底壓力值達(dá)到2.8 MPa時(shí)低壓擠注階段結(jié)束，進(jìn)入提壓改造階段，當(dāng)井底壓力值達(dá)到4.7 MPa時(shí)提壓改造階段結(jié)束。該階段井底壓力值需低于目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層破裂壓力(4.8 MPa)，防止井底出現(xiàn)大規(guī)模的水力裂縫。

數(shù)值模擬結(jié)果表明：低壓擠注階段地層位移量較小，最大位移為儲(chǔ)層頂端(約為1.82 mm)，提壓改造階段結(jié)束后，地層的位移量顯著增加，地層頂端位移達(dá)到10.65 mm，說明隨著液量和排量的增加，地層垂向位移增加，改造效果更加明顯。2個(gè)注液階段結(jié)束時(shí)的儲(chǔ)層孔隙度的分布表明(圖7)：低壓擠注階段結(jié)束后，井筒周圍的孔隙度有一定程度的增加，最大孔隙度為32.3%(原始地層孔隙度為31.0%)；提壓改造階段結(jié)束后，孔隙度進(jìn)一步增加，且孔隙度增大的地層范圍在縱向上延伸至整個(gè)儲(chǔ)層，井筒周圍的孔隙度最大為33.9%，孔隙度在垂向區(qū)域的變化大于橫向區(qū)域的變化。

圖7 不同階段儲(chǔ)層孔隙度分布Fig.7 The distribution of reservoir porosity at different stages

2.3 微壓裂擴(kuò)容后油井連通情況

目標(biāo)區(qū)通過井網(wǎng)加密調(diào)整，可形成2種驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)井網(wǎng)(圖8)。參考有限元耦合單元模型的油藏基礎(chǔ)參數(shù)，建立驅(qū)泄復(fù)合井組模型，模型中設(shè)置3口水平井，其中，下部距離油層底界2 m的平面上有2口間距為60 m的水平井，該平面向上5 m處，位于兩井中間位置有一平行于兩井的水平井，3口井在垂直于井筒方向呈等腰三角形分布，中間水平井進(jìn)行微壓裂擴(kuò)容。制訂了2個(gè)模擬方案，方案1為原始儲(chǔ)層條件下蒸汽吞吐5個(gè)周期；方案2為微壓裂擴(kuò)容后蒸汽吞吐5個(gè)周期。2個(gè)對比方案中蒸汽吞吐周期、注汽速度和生產(chǎn)速度均保持一致，從而獲取在相同條件下油藏溫度場及產(chǎn)量對比關(guān)系(圖9、10)。由圖9可知：油井經(jīng)過微壓裂擴(kuò)容后，井筒周圍孔隙度、滲透率明顯提高，孔隙度由31.0%提高至33.0%(圖9a)，滲透率由1 650 mD提高至1 860 mD(圖9b)。經(jīng)過5周期后的溫場圖顯示，方案1上下水平井還未建立較好的油井連通，方案2的上下水平井之間建立了較好連通，井筒周圍溫度上升至78 ℃，井筒周圍區(qū)域溫度明顯高于原始儲(chǔ)層井筒周圍區(qū)域，蒸汽和熱水波及的體積明顯增加(圖9c)，這與擴(kuò)容后對井筒周圍儲(chǔ)層物性具有明顯改善效果的結(jié)論相符合。由圖10可知，日產(chǎn)油量隨蒸汽吞吐周期的增加，呈先升后降的趨勢，第3周期產(chǎn)油量達(dá)到峰值，同時(shí)，微壓裂擴(kuò)容后儲(chǔ)層產(chǎn)油量明顯高于原始儲(chǔ)層，5個(gè)周期累計(jì)產(chǎn)油量約提高近1倍。說明微壓裂擴(kuò)容有助于提高井筒周圍蒸汽腔發(fā)育速度，縮短該井與兩側(cè)井的連通時(shí)間，并且還能取得較好的預(yù)熱增油效果。

圖8 驅(qū)泄復(fù)合井網(wǎng)示意圖Fig.8 The schematic diagram of well pattern under steam flooding and gravity drainage development

圖9 擴(kuò)容前后孔隙度、滲透率及油井蒸汽吞吐第5周期結(jié)束時(shí)溫度場對比圖Fig.9 The comparison of porosity, permeability and temperature distribution of 5 rounds of steam stimulation before and after expansion

圖10 不同方案油井日產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)油量曲線Fig.10 The daily production and cumulative production curves of wells with different schemes

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

研究區(qū)目的層埋深為174 m，加密水平井A井為轉(zhuǎn)驅(qū)泄生產(chǎn)的注汽井，與兩側(cè)老井形成立體水平井-水平井組合(HHSD)驅(qū)泄復(fù)合井網(wǎng)，水平段長度為196 m。該井采用蒸汽吞吐方式投產(chǎn)，與兩側(cè)水平井形成熱連通。投產(chǎn)前采用60 ℃脫油凈化水進(jìn)行微壓裂擴(kuò)容改造試驗(yàn)。根據(jù)儲(chǔ)層巖石物性特征及吸水能力，優(yōu)化擠注階段壓力并控制在2.75 MPa以內(nèi)，提壓改造階段壓力控制為4.35 MPa。微壓裂擴(kuò)容整個(gè)過程中以壓力為主控參數(shù)，排量作為輔助控制參數(shù)，初期擠液速度為5～10 L/min。當(dāng)井底壓力達(dá)到2.75 MPa轉(zhuǎn)入提壓改造階段，擠液速度由10 L/min提高至100～200 L/min，壓力穩(wěn)定為4.10 MPa。為保證油井改造處于低微壓狀態(tài)下，在確保井底壓力低于地層破裂壓力的條件下，盡可能提高注入壓力。微壓裂擴(kuò)容結(jié)束后，進(jìn)行了兩周期蒸汽吞吐(表4)，平均周期產(chǎn)油量為391 t，油汽比為0.18，與儲(chǔ)層條件相近的同期加密水平井B井相比，周期產(chǎn)油量提高168 t，增幅為75.3%，油汽比提高0.08，增幅為80.0%。從井溫剖面來看(圖11)，微壓裂擴(kuò)容后的A井水平段井溫曲線呈平臺(tái)型，動(dòng)用程度近90%以上， B井水平段井溫曲線呈單峰型，動(dòng)用程度僅為50%。可見現(xiàn)場微壓裂擴(kuò)容取得較好的生產(chǎn)效果，且水平段動(dòng)用程度大大改善。A井吞吐預(yù)熱4周期后與兩側(cè)水平井連通，較常規(guī)吞吐預(yù)熱縮短3個(gè)周期。

表4 微壓裂擴(kuò)容井與常規(guī)井對比Table 4 The comparison between microfracturing expanded well and conventional well

圖11 微壓裂擴(kuò)容井與常規(guī)井第2周期井溫對比剖面Fig.11 The temperature profile between the microfracturing expanded well and the conventional well in the second cycle

4 結(jié)論及認(rèn)識

(1) 目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層石英含量高，黏土礦物含量低，水敏性弱，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，原狀油砂孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育，擴(kuò)容后砂粒易在局部剪切擴(kuò)容帶發(fā)生翻轉(zhuǎn)產(chǎn)生較大的新孔隙和滲流通道，有利于注水微壓裂擴(kuò)容改造。

(2) 儲(chǔ)層油砂在低有效圍壓下擴(kuò)容程度最大，且擴(kuò)容量隨著單向形變的增加而增大。微壓裂擴(kuò)容成功的關(guān)鍵是穩(wěn)定提壓過程中擴(kuò)大擠注液的波及范圍，進(jìn)而降低周圍儲(chǔ)層有效圍壓。

(3) 微壓裂擴(kuò)容過程中，低壓擠注階段地層位移量較小，提壓改造階段地層的位移量顯著增加，擴(kuò)容改造后儲(chǔ)層物性明顯改善，孔隙度增加2.0個(gè)百分點(diǎn)以上，滲透率增加12.7個(gè)百分點(diǎn)，有利于驅(qū)泄復(fù)合注采井連通。

(4) 礦場儲(chǔ)層擴(kuò)容試驗(yàn)結(jié)果表明，試驗(yàn)井吞吐預(yù)熱4周期，平均周期產(chǎn)油提高168 t，油汽比提高0.08，水平段動(dòng)用程度達(dá)90%，且與鄰井建立熱連通，與常規(guī)吞吐預(yù)熱縮短3周期。