塔中油田順9井區(qū)超深超低滲水平井分段壓裂技術(shù)

張 燁，楊勝來，趙 兵

(1.中國石油大學(xué)，北京 102249;2.中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

引 言

塔中油田順9井區(qū)志留系儲(chǔ)層埋深為5500～5650 m，地溫梯度為0.023℃/m，平均孔隙度為7.5%，試井滲透率為 0.158 ×10－3μm2，屬于典型的特低孔、超低滲油藏。該區(qū)水平井分段壓裂主要面臨以下難題:①儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫級(jí)數(shù)優(yōu)化難度大;②底水發(fā)育，油層距底水僅20 m，造長(zhǎng)縫與控縫高存在矛盾;③超深、高溫的油藏條件對(duì)井下工具性能要求高。

順9CH井完鉆井深為5578.56 m(垂深)/6444.00 m(斜深)，水平段長(zhǎng)675 m。

本文以順9CH井為例，通過油藏建模，優(yōu)化水平井裂縫級(jí)數(shù)，在地應(yīng)力特征分析基礎(chǔ)上，采用壓裂設(shè)計(jì)軟件優(yōu)化控縫高方案，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了成功。

1 分段壓裂級(jí)數(shù)優(yōu)化

1.1 數(shù)學(xué)模型

1.1.1 油藏模型

模型假設(shè)條件為:①油藏內(nèi)的流動(dòng)為三維兩相流動(dòng)，油層水平;②油藏非均質(zhì)，其滲透率具有各向異性;③地層和流體均微可壓縮，且壓縮系數(shù)保持不變;④忽略重力和毛管力影響;⑤考慮超低滲油藏啟動(dòng)壓力。

式中:Ke為儲(chǔ)層絕對(duì)滲透率，10－3μm2;po、pw分別為油相、水相的分流體壓力，MPa;qo、qw分別為油、水流量，m3/s;ρw、ρo分別為油相、水相的密度，g/cm3;Sw、So、Swc分別為含水飽和度、含油飽和度和束縛水飽和度，%;φ 為孔隙度，%;μw、μo分別為水相、油相的黏度，mPa·s;G為啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m。

1.1.2 裂縫模型

假設(shè)條件為:①裂縫均質(zhì)，其滲透率具有各向同性;②考慮裂縫導(dǎo)流能力隨生產(chǎn)時(shí)間失效;③裂縫中流體的流動(dòng)為達(dá)西流動(dòng)。

式中:Kf為裂縫滲透率，10－3μm2;Krof、Krwf分別為裂縫中油相、水相的相對(duì)滲透率;Bo、Bw分別為油相、水相的體積系數(shù);pf為裂縫內(nèi)的流動(dòng)壓力，MPa;Kf0為人工裂縫初始滲透率，10－3μm2;b為遞減系數(shù);t為生產(chǎn)時(shí)間，d。

1.1.3 邊界條件

根據(jù)順9CH井超低滲的特點(diǎn)，模擬計(jì)算時(shí)取油藏外邊界為封閉邊界，邊界處流量和壓力梯度均為零，將油藏模型和裂縫模型聯(lián)立后采用IMPES方法進(jìn)行求解［1－2］。

1.2 裂縫級(jí)數(shù)優(yōu)化

對(duì)順9井進(jìn)行歷史擬合，界定油藏模型的相關(guān)參數(shù):儲(chǔ)層滲透率為0.158×10－3μm2，裂縫半長(zhǎng)為141 m，裂縫導(dǎo)流能力為 200 ×10－3μm2·m。利用順9井的油藏參數(shù)，結(jié)合順9CH井的測(cè)井等數(shù)據(jù)，通過自編程序進(jìn)行模擬計(jì)算。

1.2.1 裂縫條數(shù)優(yōu)化

模擬計(jì)算裂縫段數(shù)對(duì)年產(chǎn)油量的影響(圖1)，順9CH井的年產(chǎn)油量隨裂縫段數(shù)增加而增加，增加幅度隨裂縫段數(shù)增加而下降，推薦最優(yōu)裂縫條數(shù)為6～7條。

圖1 順9CH井壓裂段數(shù)優(yōu)化

1.2.2 裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

對(duì)于超低滲油藏，增加裂縫半長(zhǎng)可有效提高單井泄油面積，降低近井生產(chǎn)壓差，達(dá)到提高改造效果的目的［3］。模擬計(jì)算裂縫半長(zhǎng)對(duì)壓裂效果的影響(圖2)，以年產(chǎn)油量為目標(biāo)，最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)為160～180 m。

圖2 順9CH井裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

1.2.3 裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

根據(jù)國內(nèi)外低滲透油藏水平井分段壓裂改造經(jīng)驗(yàn)，低滲油藏對(duì)人工裂縫導(dǎo)流能力要求不高［3］，模擬計(jì)算結(jié)果顯示順9CH井最優(yōu)導(dǎo)流能力為180×10－3～200 ×10－3μm2·m(圖3)。

圖3 順9CH井裂縫導(dǎo)流能力優(yōu)化

2 控縫高設(shè)計(jì)

2.1 地應(yīng)力剖面計(jì)算

地應(yīng)力預(yù)測(cè)主要采用橫波、縱波和密度測(cè)井進(jìn)行［3］。順9CH井僅水平段進(jìn)行過橫波測(cè)井，需要建立垂直剖面橫波預(yù)測(cè)模型。巖石物理研究表明:橫波對(duì)孔隙度、縱波和泥質(zhì)含量敏感［4－5］，根據(jù)水平段實(shí)測(cè)橫波與中子孔隙度、縱波和泥質(zhì)含量的多元相關(guān)性分析，建立橫波預(yù)測(cè)模型。

式中:Ts、Tc分別為橫波時(shí)差、縱波時(shí)差，μs/ft;VSH為泥質(zhì)含量，%;ΦN為中子孔隙度，%。

根據(jù)式(6)進(jìn)行直井段橫波預(yù)測(cè)，采用Anderson地應(yīng)力模型進(jìn)行垂向地應(yīng)力剖面計(jì)算［3］，結(jié)果為94 MPa，實(shí)際測(cè)試壓裂閉合壓力為92.3 MPa，誤差為1.8%，可以滿足設(shè)計(jì)需要。

2.2 控縫高設(shè)計(jì)

控縫高技術(shù)目前主要采用降低液體黏度、加入下沉劑、降低排量和控制規(guī)模等方法。順9CH井壓裂目的層上部為43 m的泥巖蓋層(層間應(yīng)力差為9 MPa)和12.5 m/2層差油氣層;下部泥巖隔層薄(層間應(yīng)力差為7 MPa)，要求縫高小于60 m。

FracproPT2011壓裂軟件模擬結(jié)果(圖4)表明:采用壓裂液黏度控制縫高，最佳的前置液黏度為70～90 mPa·s，該結(jié)果與目前推薦的50～100 mPa·s壓裂液黏度相一致。

圖4 液體黏度對(duì)縫高的影響

控縫高下沉劑應(yīng)具備適宜的沉降速度和良好的封堵效應(yīng)。通過對(duì)下沉劑滲透率及下沉速度進(jìn)行評(píng)價(jià)(圖5、6)，并結(jié)合國內(nèi)經(jīng)驗(yàn)，采用100目(0.15 mm)石英砂作為下沉劑，加砂濃度為7%(120 kg/m3)。同時(shí)，圖4表明，在本例中，在相同液體黏度下，加入下沉劑后縫高降低2 m左右。

圖5 下沉劑滲透率評(píng)價(jià)

圖6 下沉劑沉降速度評(píng)價(jià)

圖7 施工排量對(duì)縫高的影響

經(jīng)驗(yàn)表明施工排量越高，裂縫高度越大(圖7)。為了避免縫高過大，施工排量應(yīng)適當(dāng)控制。通過數(shù)值模擬，結(jié)合順9CH井控縫高及攜砂要求，推薦采用4.5～5.0 m3/min。

通過對(duì)順9CH井進(jìn)行多參數(shù)的系統(tǒng)方案優(yōu)化，優(yōu)選線性膠作為前置液造縫、凍膠攜砂組合方式(表1)。

表1 順9CH井方案綜合優(yōu)化

3 低傷害壓裂液體系優(yōu)選

濾液與黏土礦物不配伍是造成致密儲(chǔ)層傷害的主要原因。優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑為:0.2%暫時(shí)黏土穩(wěn)定劑+0.2%永久性黏土穩(wěn)定劑，溶液浸泡損失低于2%，平均毛細(xì)管吸附時(shí)間比值為0.41。

優(yōu)選壓裂液配方為:0.048 kg/m3殺菌劑+4.2 kg/m3瓜膠+2 L/m3破乳劑+2 L/m3暫時(shí)黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3永久性黏土穩(wěn)定劑+2 L/m3表面活性劑+0.2 L/m3消泡劑。交聯(lián)劑為:0.06%有機(jī)硼+0.12%燒堿+0.3%交聯(lián)延遲劑，交聯(lián)比為100.00∶1.24。

該壓裂液在125℃、170s－1條件下連續(xù)剪切2 h后黏度大于100 mPa·s，基液黏度為60 mPa·s，90℃破膠，破膠液黏度為9 mPa·s，殘?jiān)繛?89 mg/L，水不溶物含量為0.24%。

4 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施

支撐劑采用40目(0.45 mm)中密度、高強(qiáng)度陶粒，支撐劑采用 120—240—300—360—420—480 kg/m3線性加砂程序。破膠劑采用0.12～0.42 kg/m3膠囊破膠劑，隨各段返排時(shí)間及溫度場(chǎng)變化加入，各段施工規(guī)模根據(jù)儲(chǔ)層物性變化及與底水關(guān)系結(jié)合水平井生產(chǎn)特征進(jìn)行差異化設(shè)計(jì)。

2012年6月14日，對(duì)順9CH井實(shí)施了分7級(jí)的加砂壓裂施工，注入總液量為3574.8 m3，加入40目陶粒512.2 t，加入100目石英砂11.6 t。壓裂后擬合表明縫高為32.7～57.4 m，滿足設(shè)計(jì)要求。截至2012年12月9日，該井累計(jì)產(chǎn)油2557.5 t，平均日產(chǎn)油為14.8 t/d，是直井壓裂后日產(chǎn)油的3倍。

5 結(jié)論

(1)建立了順9井區(qū)油藏?cái)?shù)值模型，在順9井歷史擬合的基礎(chǔ)上，對(duì)順9CH井裂縫條數(shù)、裂縫半長(zhǎng)及導(dǎo)流能力進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)。

(2)建立了適合順9井區(qū)的橫波預(yù)測(cè)模型，由模型預(yù)測(cè)橫波計(jì)算的地應(yīng)力剖面與測(cè)試壓裂結(jié)果誤差小于2%，可以滿足壓裂設(shè)計(jì)需要。

(3)壓裂后擬合結(jié)果顯示，采用控縫高措施較合理，施工過程中裂縫高度得到了有效控制。

(4)順9CH井分段壓裂實(shí)施成功并獲得持續(xù)產(chǎn)能，是該區(qū)直井壓裂產(chǎn)能的3.5倍，說明水平井分段壓裂技術(shù)是開發(fā)低品位油藏的有效手段。

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