劉小明

(中國石油大慶油田有限責任公司井下作業(yè)分公司,黑龍江大慶 163453)

大慶油田致密油儲層主要為松遼盆地泉頭組三段、四段源下扶余油層,發(fā)育大型河流-淺水三角洲沉積體系,主要儲集砂體類型為曲流河、網(wǎng)狀河及分流河道等[1]。受多物源沉積控制,具有類型多樣、錯疊連片的特點,甜點局部富集?？v向上多層疊置分布,厚度150.0～300.0 m,平均單井發(fā)育3～13層,砂巖厚度4.0～55.0 m,平均30.0 m;地層中至多可見兩期主力河道,單層砂體厚度1.2～4.2 m。橫向上砂體非連續(xù)展布,砂體寬度主要為150.0～500.0 m,僅局部可見大于800.0 m河道砂體。儲層天然裂縫不發(fā)育,大慶長垣外圍巖心觀察裂縫線密度均不到0.1條/m,儲層孔隙度小于12%,滲透率小于1.0×10-3μm2,喉道半徑主要為0.05～1.00 μm,其中亞微米級(0.1 μm)以上孔隙占51%～69%,兩向水平應力差2.5～4.5 MPa,脆性指數(shù)43%～51%。

1 概述

致密油儲層滲透率基本處于微達西、納達西級別,不改造一般無自然的工業(yè)油流。壓裂相當于通過人為方式在儲層中修建一條“高速公路”,使其成為油氣流動的通道,改變原始的滲流場,從而提高采出程度及產(chǎn)量。隨著裂縫監(jiān)測等設(shè)備升級,對于壓裂有了新的認識,壓裂理念得到不斷突破,壓裂技術(shù)也隨之迭代更新。水平井“體積壓裂2.0”技術(shù)是目前主流的非常規(guī)儲層改造手段,其本質(zhì)是通過長水平段完井、分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體,以及轉(zhuǎn)向材料與技術(shù)等的應用,實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理等弱面的溝通,以及在主裂縫的側(cè)向強制形成次生裂縫,并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級次生裂縫(圖1),以此類推[2]。

圖1 裂縫網(wǎng)絡(luò)示意圖

美國通過非常規(guī)技術(shù)革命,成功開發(fā)了非常規(guī)油氣資源,大幅度降低了對外依存度,從原先的油氣進口國一躍成為凈出口國,改變了全球能源格局。大慶油田致密油分布廣泛,2011年以來,大慶油田創(chuàng)建了“預探先行、探索技術(shù)、提產(chǎn)上儲、評價跟進、建設(shè)試驗區(qū)”的勘探開發(fā)一體化工作模式,逐步形成了針對單砂體“甜點”目標識別的地震預測、水平井大規(guī)模儲層改造等八大工程技術(shù)系列,加快了致密油增儲建產(chǎn)的步伐[3]。

2 水平井體積改造技術(shù)進展

大慶油田自2011年開始致密油開發(fā)工作以來,水平井體積改造先后經(jīng)歷了“探索試驗、體積壓裂1.0、體積壓裂2.0”三個階段。探索試驗階段(2011―2013年):實現(xiàn)水平井分段壓裂技術(shù)從無到有的突破,簇間距較大,一般60.0～100.0 m,兩簇之間仍有大量儲層未被改造,剩余油廣泛分布,同時改造規(guī)模小,地層能量補充不足,產(chǎn)量遞減快,技術(shù)有待進一步突破;“體積壓裂1.0”階段(2014―2019年):加強地質(zhì)認識同時借鑒北美做法,簇間距逐漸縮小至30.0 m、20.0 m,改造強度也有所增加,儲層動用程度得到提高,但裂縫監(jiān)測表明兩簇之間仍留有空白,技術(shù)還有提升空間;“體積壓裂2.0”階段(2020年至今):改造理念從井控儲量向縫控儲量轉(zhuǎn)變,理念突破帶來技術(shù)革新,簇間距進一步縮小,整體5.0～15.0 m,形成與儲層匹配的裂縫和能量補充系統(tǒng),實現(xiàn)初次壓裂后裂縫對周圍區(qū)域的儲量動用和原油的最大產(chǎn)出量,保證縫間剩余油氣最小化[4],技術(shù)趨于成熟,有力保障了致密油開發(fā)建設(shè)。

3 “體積壓裂2.0”技術(shù)

致密油儲層致密,對其壓裂改造無需追求過高的導流能力,但需要較復雜的裂縫系統(tǒng)。常規(guī)壓裂排量小、規(guī)模小,多形成對稱的單一主縫,與非常規(guī)儲層的改造需求不匹配[5]。“體積壓裂2.0”技術(shù)采用小簇間距,借助大排量、大液量充分“打碎”儲層,使得裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)達,裂縫與油層接觸面積最大,同時流體從各個方位向裂縫流動阻力最小,滲流距離最短,啟動壓力最小,從而使致密油得到規(guī)模動用。

3.1 小簇間距是實現(xiàn)產(chǎn)量突破核心

簇間距即縫間距,縫間距很大程度上決定了油氣井的產(chǎn)量。Mayerhofer MJ等研究表明,縫間距對采收率影響很大,間距越小,采收率越高[6]?？p間距優(yōu)化是壓裂方案設(shè)計的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。目前北美非常規(guī)儲層水平井分段壓裂改造簇間距從20.0～30.0 m縮小到5.0～10.0 m[7],甚至更短。根據(jù)達西滲流公式:

(1)

式中:q為流量,cm3/s;k為比例系數(shù),無量綱;A為端部面積,cm2;△P為壓力差,MPa;μ為流體黏度,cp;L為試件長度,cm。

簇間距越小,啟動壓力越小,油氣滲流距離越短,原油產(chǎn)量越高?！绑w積壓裂2.0”技術(shù)基于“縫控儲量”的改造理念,以密集切割為主要技術(shù)特征,加大裂縫布縫密度,重構(gòu)滲流場,將人工裂縫的長度、間距、高度等參數(shù),充分與儲層的物性、應力、井控儲量等結(jié)合,并進行優(yōu)化[8]。在小簇間距條件下,簇間形成網(wǎng)絡(luò)裂縫已不是必要條件,兩條裂縫切割的基質(zhì)中油氣與裂縫間滲流距離僅為數(shù)米;對于微達西級、納達西級滲透率儲層,基質(zhì)中的流體流動至裂縫所需的驅(qū)動壓差已極大減小,基質(zhì)中的油氣動用基本無阻礙[7]。大慶油田根據(jù)致密油Ⅰ類、Ⅱ類儲層性質(zhì)(表1),自主研發(fā)水平井“體積壓裂2.0”技術(shù),通過物理模擬、數(shù)值模擬同時開展多輪次現(xiàn)場試驗,考慮投入產(chǎn)出比,最終確定差異化布縫原則,致密油Ⅰ類儲層簇間距5.0～10.0 m,Ⅱ類儲層簇間距10.0～15.0 m。選擇射孔點時,“低伽馬、高脆性、高含油”為最佳位置,同時避開套管接箍,最后優(yōu)化裂縫幾何參數(shù),實現(xiàn)儲層全動用。

表1 致密油儲層分類

3.2 段內(nèi)多簇+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向是提效關(guān)鍵

縮小簇間距必然導致段內(nèi)多簇,使得單段簇數(shù)由2～3簇增加至5～9簇,施工時效得到有效提升,2020年施工時效較上年提高約30%,但如何保證各簇起裂并均勻延伸是制約“體積壓裂2.0”技術(shù)的關(guān)鍵。限流射孔與暫堵工藝結(jié)合可在最大程度上確保所有簇均勻改造(圖2)。由于儲層的非均質(zhì)性,各簇的破裂壓力不同[9]。限流射孔壓裂就是通過嚴格限制各簇炮眼數(shù)量和采用等孔徑射孔(避免起裂時因孔徑不一致導致孔眼進液不均勻),同時快速提高排量而且大排量注入壓裂液,利用壓裂液流經(jīng)孔眼時產(chǎn)生的炮眼節(jié)流摩阻,在井底憋起高壓使得壓裂液分流,繼而壓開破裂壓力接近的簇。在排量恒定的情況下,孔眼節(jié)流摩阻主要與孔眼數(shù)量、孔徑密切相關(guān)。加砂階段,孔眼受到攜砂液沖蝕,會導致孔徑增加,限流失效,因此限流射孔只能解決裂縫起裂和延伸初期均勻擴展問題,加砂后,限流對裂縫均勻延伸的控制能力大大減弱,需配合暫堵工藝對孔眼或縫口進行封堵,促使改造流體在已開啟射孔簇重新分配,實現(xiàn)射孔簇均勻改造的目的[10]。源X井微地震監(jiān)測表明,暫堵前壓裂段趾端裂縫先起裂,趾端裂縫延展方向NE123°,暫堵后壓裂段中段裂縫開始延展,延展方向NE115°,暫堵效果明顯。

圖2 暫堵前(a)后(b)對比

3.3 全石英砂組合+一體化滑溜水是降本利器

大慶油田扶余油層埋深1 600.0～2 000.0 m,地層閉合壓力約32 MPa。進入“體積壓裂2.0”時代,大慶油田水平井單井平均壓裂液規(guī)模約2.0×104m3,如此大的液體規(guī)模必然導致地層壓力增加,作用在支撐劑上的有效應力降低(圖3),同時縮短簇間距使單條裂縫對導流能力的需求降低,將簇間距縮小一半(20 m→10 m)所需導流能力下降40%(圖4),以上兩方面因素為石英砂替代陶粒創(chuàng)造了條件,既降低了成本又能滿足工程需求。在粒徑組合上,采用“小粒徑降濾+中粒徑支撐+大粒徑封口”的方式,可達到全尺度裂縫的支撐。扶余地層溫度約85 ℃,體積壓裂施工時間長,因此壓裂液選取具有耐高溫、抗剪切、殘渣少等特性的一體化滑溜水[11]。一體化滑溜水可通過調(diào)節(jié)添加劑比例進而改變壓裂液黏度。前置液階段利用低比例滑溜水黏度低的特性,能夠較好溝通天然裂縫形成復雜裂縫;加砂階段實時調(diào)整添加劑比例,使得滑溜水能夠滿足不同砂比(最高40%)階段所需壓裂液的黏度,與胍膠壓裂液相比,成本低而且現(xiàn)場配制簡單(圖5)。

圖3 有效應力對比

圖4 所需導流能力對比

圖5 一體化滑溜水配制流程

4 現(xiàn)場應用

2020年以來大慶油田共施工水平井124口,平均初期產(chǎn)量15 t/d。A井、B井是大慶油田第X采油廠某區(qū)塊兩口水平井,儲層均為低孔特低滲致密油層(表2),分別于2022年3月、5月采用“體積壓裂2.0”技術(shù)完成壓裂,從施工曲線看(圖6、7),施工難度不大,且施工壓力暫堵后高于暫堵前。A井共24段138簇,段內(nèi)以6簇為主,平均簇間距11.6 m,施工排量12～14 m3/min,注入一體化滑溜水33 910 m3,加入石英砂3 015 m3(70～140目石英砂1 507 m3,40～70目石英砂1 508 m3),暫堵22次;B井共20段127簇,段內(nèi)以5～7簇為主,平均簇間距8.4 m,施工排量14 m3/min,注入一體化滑溜水33 699 m3,加入石英砂3 185 m3(70～140目石英砂331 m3,40～70目石英砂683 m3,20～40目石英砂2 171 m3),暫堵18次。由圖8可知,壓后20 d日產(chǎn)油分別為25.6,22.3 t,取得了良好效果。在技術(shù)應用過程中,也取得了一些突破,對于儲層鉆遇不好的層,上下存在油層,為了提高水平井筒的最大利用率,需要進行穿層壓裂,使得“體積壓裂2.0”技術(shù)具有更強的適應性(如龍X井進行了一縫穿多層壓裂,芳X井成功壓泥找砂);同時也存在一些不足(如源Y井微地震監(jiān)測,監(jiān)測裂縫縫長121.0～266.0 m,設(shè)計縫長560.0～700.0 m,未能達到設(shè)計縫長,表3),需要進一步完善工藝。

表2 A井、B井地質(zhì)特征基礎(chǔ)參數(shù)

表3 裂縫監(jiān)測對比

圖6 A井施工曲線

圖7 B井施工曲線

圖8 日產(chǎn)油-時間關(guān)系

5 結(jié)論與建議

1)以“段內(nèi)多簇+小簇間距+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向+全石英砂組合+一體化滑溜水”為核心的水平井“體積壓裂2.0”技術(shù)有力地推動了大慶油田致密油的產(chǎn)能建設(shè),成為致密油儲層改造的關(guān)鍵技術(shù);同時運用過程中也實現(xiàn)了一縫穿多層及壓泥找砂的穿層功能,使該技術(shù)具有更強的適用性。

2)強化基礎(chǔ)研究,深化地質(zhì)認識。從源頭發(fā)力,開展針對性地震預測技術(shù)攻關(guān),精準識別地質(zhì)“甜點”,將其與工程“甜點”相結(jié)合,合理分段,一段一策,實現(xiàn)地質(zhì)-工程一體化,可提高“體積壓裂 2.0”技術(shù)的科學性,實現(xiàn)大平臺叢式井多層系立體式開發(fā),推進致密油開發(fā)邁向新高度。

3)做好物模和數(shù)模,加強支撐劑鋪置規(guī)律研究。現(xiàn)場微地震裂縫監(jiān)測表明,人工裂縫的長度遠小于設(shè)計裂縫長度,通過壓裂井周圍取心和長期觀測壓裂前后的壓力變化,認為支撐劑在井筒30～50 m范圍內(nèi),如何讓支撐劑走的更遠、裂縫更長,實現(xiàn)控近擴遠是當前急需解決的問題。

4)研發(fā)新裝備、新材料,實現(xiàn)提質(zhì)增效。水平井體積壓裂動輒千方砂、萬方液,是高成本工程,當前油價在比較高的價位,壓裂的收益較為可觀,但應具有危機意識,利用當前的良好環(huán)境,加大新裝備(如電驅(qū)壓裂撬、柔性壓裂管匯)、新材料(如新型壓裂液)研發(fā)力度,力爭以較少的投入換來較高的回報,實現(xiàn)利益最大化。