鄂爾多斯盆地致密油水平井體積壓裂優(yōu)化設(shè)計

白曉虎　齊　銀　陸紅軍　段鵬輝　顧燕凌　吳甫讓（中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安　710018）

鄂爾多斯盆地致密油水平井體積壓裂優(yōu)化設(shè)計

白曉虎齊銀陸紅軍段鵬輝顧燕凌吳甫讓
（中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安710018）

鄂爾多斯盆地長7致密油儲層致密、油藏低壓。儲層天然微裂縫發(fā)育程度和巖石脆性評價表明，盆地致密油儲層物性對水平井分段體積壓裂具有良好的適應(yīng)性。以提高水平井多段壓裂井網(wǎng)形式和布縫的匹配性為目的，優(yōu)化了與注采井網(wǎng)相適配的施工參數(shù)，結(jié)果表明，實現(xiàn)體積壓裂的排量為4～8 m3/min，單段砂量40～80 m3，入地液量300～700 m3，并形成了“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、組合粒徑支撐劑、不同排量注入”的混合壓裂設(shè)計模式。礦場井下微地震監(jiān)測對比了體積壓裂與常規(guī)壓裂對裂縫擴(kuò)展形態(tài)的影響，結(jié)果顯示致密儲層采用體積壓裂的改造體積和復(fù)雜指數(shù)是常規(guī)壓裂的2倍左右，且與井網(wǎng)適配性良好。通過開展致密油開發(fā)礦場先導(dǎo)性試驗，水平井單井初期產(chǎn)量達(dá)到8～10 t/d，第1年累計產(chǎn)油量達(dá)2 000 t左右，且無裂縫性見水井，證明對于鄂爾多斯盆地的致密油開發(fā)，采用水平井五點井網(wǎng)+混合水體積壓裂可以獲得較高的單井產(chǎn)量和良好的開發(fā)效益。該項技術(shù)對其他油田的非常規(guī)儲層開發(fā)有一定的借鑒意義。

致密油藏；水平井；注采井網(wǎng)；體積壓裂；優(yōu)化設(shè)計

鄂爾多斯盆地致密油主要位于湖盆中部長7與隴東長6，資源豐富，巖石脆性指數(shù)較高、天然微裂縫發(fā)育，但其儲層致密、孔喉細(xì)微、油藏壓力系數(shù)低。前期采用常規(guī)定向井開發(fā)，改造工藝采用以斜井多段［1-2］為主的多縫壓裂技術(shù)，初期日產(chǎn)油1.5～1.8 t/d，但一年后遞減為0.5 t/d，第1年累計產(chǎn)量僅400～500 t，開發(fā)效益較差。近年來國外水平井體積壓裂技術(shù)的興起，為效益開發(fā)致密油等非常規(guī)資源提供了現(xiàn)實方向［3-4］。筆者以鄂爾多斯盆地合水長7致密油儲層為研究對象，對其儲層壓裂地質(zhì)特征進(jìn)行了綜合分析，評價了體積壓裂的可行性，并以形成縫網(wǎng)為目標(biāo)進(jìn)行了施工參數(shù)優(yōu)化。通過開展礦場先導(dǎo)試驗，證明水平井體積壓裂技術(shù)可實現(xiàn)致密油的效益開發(fā)，對國內(nèi)其他致密油儲層改造具有借鑒意義。

1　鄂爾多斯盆地致密油儲層特征

合水地區(qū)長7主要為半深湖背景下的砂質(zhì)碎屑流沉積，儲層物性差，平均滲透率0.15 mD，平均孔隙度8.83%；孔隙類型以長石溶孔為主、粒間孔次之，孔喉細(xì)小，中值半徑0.09 μm；原油性質(zhì)較好，氣油比102.7 m3/t，具有低密度（0.85 g/cm3）、低黏度（5.07 mPa·s）和低凝固點（21.0 ℃）的特征。地應(yīng)力方位為NE75°，儲隔層應(yīng)力差值2～4 MPa，天然微裂縫發(fā)育。以合水長7油藏為代表的致密油藏屬于典型的低壓油藏（表1），需注水補(bǔ)充能量開發(fā)［5］。

表1　盆地合水長7致密油儲層特征參數(shù)

2　水平井井網(wǎng)形式與布縫方式

對于水平井而言，由于水平段的存在大大增加了井筒與油藏的接觸面積，通過多段壓裂改造可進(jìn)一步提高裂縫系統(tǒng)與油藏的接觸面積［6］。水平井井網(wǎng)形式為五點井網(wǎng)，1口水平井對應(yīng)4口注水井，采用同步注水開發(fā)，單井日注水10～15 m3/d。水平井水平段長度600～800 m，水平井之間的距離600 ～ 700 m，注水井排與水平段端部距離150 m。水平井井眼垂直于最大主應(yīng)力方位，通過壓裂可形成多條裂縫增大改造體積，提高單井產(chǎn)量。

由于與最大主應(yīng)力方位夾角較小的微裂縫壓裂時易開啟并延伸，為避免水平段端部裂縫溝通水線、降低含水上升速度，在靠近注水井的位置減小裂縫長度和復(fù)雜程度，在距離注水井較遠(yuǎn)的位置增加縫長和復(fù)雜程度，增加改造體積的同時規(guī)避見水風(fēng)險，即采用“紡錘形”布縫方式（圖1），穿透比組合為0.5～0.8（即裂縫半長為150～240 m），段間距為70～90 m［7］。

圖1　五點注采井網(wǎng)及布縫方式示意圖

3　壓裂地質(zhì)特征

致密儲層形成網(wǎng)絡(luò)裂縫有3個重要條件：兩個水平主應(yīng)力相差不大，且凈壓力越高，形成縫網(wǎng)的概率越大；天然裂縫發(fā)育，天然裂縫與人工裂縫夾角越大，形成縫網(wǎng)的概率越大；致密儲層巖石較脆。

3.1天然微裂縫特征

研究表明，天然微裂縫發(fā)育程度越高，其方位與最大水平主應(yīng)力方向夾角越大，形成復(fù)雜縫網(wǎng)的概率越高［7］。合水長7和隴東長6層砂巖和泥巖中高角度裂縫非常發(fā)育，裂縫間距小，充填程度低。合水長7致密油天然微裂縫發(fā)育（0.22條/m），且方位變化大，部分區(qū)塊天然微裂縫呈共軛型。

3.2水平兩向地應(yīng)力特征

水平最大最小主應(yīng)力相對接近，體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)的可能性較大［8］。當(dāng)水平兩向應(yīng)力非均質(zhì)系數(shù)小于0.20時，易形成網(wǎng)狀裂縫［9］。通過巖石力學(xué)測試，合水長7最大水平地應(yīng)力34.9 MPa， 最小水平地應(yīng)力29.7 MPa，水平兩向應(yīng)力差5.2 MPa，兩向應(yīng)力非均質(zhì)性系數(shù)0.15，易產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)。

3.3脆性特征

研究表明，對于非常規(guī)致密儲層，巖石脆性越高（一般大于50%），體積壓裂越利于形成復(fù)雜裂縫［10］。收集合水長7儲層525塊不同井段巖樣，通過X衍射全巖分析實驗，得出礦物種類和含量，用石英（典型脆性礦物）的含量百分比來表征巖石脆性特征，利用式（1）計算了脆性指數(shù)，巖石脆性指數(shù)為57.8%（表2）。

式中，BI為巖石脆性指數(shù)，%；Cqz為石英含量，%；Ccl為黏土含量，%；Ccr為碳酸鹽巖含量，%。

表2　長7層部分井礦物含量及脆性指數(shù)計算結(jié)果

4　混合壓裂設(shè)計

通過對致密油儲層天然裂縫、水平主應(yīng)力、脆性指數(shù)綜合分析，認(rèn)為合水長7儲層具備形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的先決條件，即距離注水井較遠(yuǎn)的井段借助大規(guī)模體積壓裂來實現(xiàn)復(fù)雜裂縫，距離注水井較近的井段控制改造規(guī)模來實現(xiàn)單一裂縫。

4.1施工排量優(yōu)化

根據(jù)Warpinski和Teufel提出的破裂準(zhǔn)則［11］，當(dāng)天然裂縫發(fā)生張性斷裂時，所需的縫內(nèi)凈壓力為

式中，pnet為凈壓力，MPa；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa；θ為天然裂縫與水平最大主應(yīng)力方位夾角，°。

合水長7儲層水平兩向主應(yīng)力差平均5.2MPa，天然微裂縫發(fā)育（0.22條/m），且方位變化大，部分區(qū)塊天然微裂縫呈共軛型。因此，當(dāng)式（2）中θ=90°，即天然裂縫與水平最大主應(yīng)力方位夾角垂直時，天然裂縫張開所需的最大縫內(nèi)凈壓力為5.2MPa。研究表明，裂縫縫內(nèi)凈壓力與施工排量正相關(guān)、與儲層厚度負(fù)相關(guān)［12］（式3），KIC/H4值較小，可忽略不計。合水長7一口油層厚度為20 m的定向井在2.0 m3/ min排量下實測凈壓力為3.7 MPa，將該儲層厚度、施工排量下實測的凈壓力與式（3）聯(lián)合計算（式4），即可獲得不同儲層厚度、施工排量下的凈壓力圖版（圖2），從而反算體積壓裂排量。按合水長7油層厚度20 m、主應(yīng)力之差5.2 MPa計算，實現(xiàn)地層天然微裂縫張開的排量為6～8 m3/min，反之要避免裂縫復(fù)雜化，施工排量需小于6 m3/min。

式中，E為彈性模量，MPa；H為裂縫高度，m；Q為施工排量，m3/min；μ為液體黏度，mPa·s；L為裂縫半長，m；KIC為巖石斷裂韌性，MPa。

4.2砂量優(yōu)化

圖2　不同儲層厚度下凈壓力與施工排量關(guān)系曲線

數(shù)值模擬表明，對于水平井五點注采井網(wǎng)，與其相適配的紡錘型布縫裂縫穿透比為0.5～0.8，即半長為150～240 m［7］。砂濃度采用階梯升式設(shè)計，平均砂比為10%～15%。利用E-Stimplan壓裂優(yōu)化設(shè)計軟件分別模擬計算了不同加砂規(guī)模條件下的裂縫長度（圖3），優(yōu)化單段加砂量40～80 m3，即液量300～700 m3。支撐劑40 m3、砂比為15%時的裂縫半長為158 m（圖4）。

圖3　加砂規(guī)模與裂縫半長關(guān)系圖

圖4　支撐劑40 m3、砂比15%時裂縫剖面模擬

4.3混合壓裂模式設(shè)計

巖石脆性指數(shù)越高（一般大于50%），采用低黏度壓裂液更易于形成長-寬縫［10］。在相同排量下，支撐劑粒徑越小，沉降速度越慢，在裂縫中運移距離越遠(yuǎn)，可增加支撐裂縫和有效裂縫的長度［13］。優(yōu)化設(shè)計了“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、組合粒徑支撐劑、不同排量注入”的混合壓裂模式：即距離注水井較遠(yuǎn)的井段在壓開地層后，大排量（6～8 m3/min）注入滑溜水和微粒徑支撐劑（70/100目粉陶），開啟并支撐天然微裂縫，隨后注入基液和小粒徑支撐劑（40/70目）充填地層發(fā)生剪切錯動形成的裂隙，最后利用交聯(lián)液攜帶較大粒徑支撐劑（20/40目），提高近井筒地帶的導(dǎo)流能力。而在距離注水井較近的井段排量需小于6 m3/min，以形成常規(guī)的單一裂縫。如此設(shè)計可提高水平井分段裂縫與井網(wǎng)適配性，在增加改造體積的基礎(chǔ)上控制水淹風(fēng)險。

5　礦場應(yīng)用效果

2012—2013年，在鄂爾多斯盆地合水長7致密油儲層開展了水平井混合水體積壓裂開發(fā)試驗，采用“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、組合粒徑支撐劑、不同排量注入”的混合壓裂設(shè)計模式，以水力噴射環(huán)空加砂分段多簇壓裂技術(shù)為主體工藝［14］。礦場井下微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，與水平段上下兩端常規(guī)壓裂相比，水平段中部體積壓裂條件下人工裂縫呈“長-較寬”形態(tài)（圖5），儲層改造體積（帶長×帶寬×油層厚度）［15］和裂縫復(fù)雜因子（帶寬/帶長）增加明顯，是常規(guī)壓裂的2倍左右。

圖5　GP水平井混合體積壓裂井下微地震監(jiān)測圖

先導(dǎo)試驗的18口水平井平均水平段長度750 m，單井改造10段，單段加砂量55 m3，單段入地液量550 m3，施工排量6.5 m3/min，水平井單井初期產(chǎn)量達(dá)到8～10 t/d，第1年累計產(chǎn)油量達(dá)2 000 t左右，且無裂縫性見水井，因此致密油開發(fā)采用五點井網(wǎng)水平井+混合水體積壓裂可以取得較高的單井產(chǎn)量和良好的開發(fā)效益。

6　結(jié)論

（1）低壓致密油藏采用水平井五點井網(wǎng)+紡錘型布縫，開展體積壓裂可有效提高井網(wǎng)形式和布縫的匹配性。

（2）水平兩向應(yīng)力差、天然裂縫與最大水平主應(yīng)力夾角決定著重啟天然裂縫的凈壓力，而要達(dá)到一定值的凈壓力，儲層越厚、施工排量需越高。

（3）“低黏液體造縫、高黏液體攜砂、組合粒徑支撐劑、不同排量注入”的混合壓裂設(shè)計模式，輔以分段多簇壓裂是致密油儲層形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的有利途徑。

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（修改稿收到日期2015-06-12）

〔編輯朱偉〕

Optimization design for volume fracturing of horizontal wells in tight oil reservoir of Ordos Basin

BAI Xiaohu, QI Yin, LU Hongjun, DUAN Penghui, GU Yanling, WU Purang
（Oil & Gas Technology Research Institute of Changqing Oilfield Company, CNPC, Xi’an 710018, China）

Chang 7 tight oil reservoir of Ordos Basin features tight and low-pressure reservoir. It is shown from natural microfracture development degree and rock brittleness assessment of the reservoir that, properties of tight oil reservoir of the basin are highly adaptable to segmented volume fracturing of horizontal wells. The construction parameters which match with flood pattern are optimized for the purpose of improving compatibility between multi-segment fracturing pattern form and fracture distribution of horizontal wells, and results indicate that volume fracturing is realized by displacement between 4 m3/min to 8m3/min, single-segment sand amount between 40 m3to 80 m3, and buried liquid amount between 300 m3to 700 m3. The mixed fracturing design mode of fracture formation by low-viscosity liquid, sand carrying by high-viscosity liquid, propping agent with combined grain sizes, and injection with different displacements is formed. Influence on fracture spreading form by volume fracturing is compared with that on fracture spreading form by conventional fracturing in underground micro-seismic monitoring in mine field, and results show that transformation volume and complexity indicator for tight oil reservoir by volume fracturing are about 2 times of those for tight oil reservoir by conventional fracturing, and the data match with well pattern properly. It can be seen from pilot test for tight oil exploitation in mine field that initial output of a single horizontal well reaches 8 t/d to 10 t/d, accumulative oil production reaches about 2 000 t in the first year, and there is no breakthrough well with fracture It proves that for tight oil exploitation of Ordos Basin, the technology of five-point pattern with mixed water volume fracturing for horizontal wells can realize high single-well output and favorable exploitation benefits. Therefore, the technology is of certain significance for reference for exploitation of unconventional reservoirs of other oilfields.

tight oil reservoir; horizontal well; flood pattern; volume fracturing; optimization design

TE357.1

B

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0083 – 04

10.13639/j.odpt.2015.04.022

國家科技重大專項“超低滲透油藏有效開采技術(shù)”（編號：2011ZX05013-004）；中石油科技項目“鄂爾多斯盆地致密油開發(fā)先導(dǎo)性試驗” （編號：2011E-2602-07）。

白曉虎，1986年生。2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程，現(xiàn)從事壓裂酸化技術(shù)研究與應(yīng)用工作，工程師。E-mail：baixh_cq@petrochina.com.cn。

引用格式：白曉虎，齊銀，陸紅軍，等.鄂爾多斯盆地致密油水平井體積壓裂優(yōu)化設(shè)計研究［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：83-86.