定邊A 區(qū)長X 致密儲層蓄能壓裂開發(fā)技術(shù)探討

蘇幽雅，王碧濤，徐 寧，張戰(zhàn)雨，劉玉峰，侯景濤

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

目前非常規(guī)油氣資源已經(jīng)成為油田的主要開發(fā)目標(biāo)，新增儲量的60 %以上來自致密油、致密儲層油藏等非常規(guī)油藏。定邊致密油資源豐富，儲量面積較大，但油藏致密，孔滲條件差，孔隙度8 %～12 %，滲透率0.01 mD～0.3 mD，常規(guī)壓裂改造程度低、波及體積小，產(chǎn)能低、穩(wěn)產(chǎn)差，日產(chǎn)油＜0.5 t，難以達(dá)到經(jīng)濟(jì)有效動用。借鑒隴東地區(qū)頁巖油開采成功經(jīng)驗(yàn)啟示，結(jié)合定邊致密油藏特性，探索形成了蓄能式體積壓裂配套技術(shù)，并在A 區(qū)塊長X 層開展先導(dǎo)性試驗(yàn)，效果明顯。

1 蓄能式體積壓裂機(jī)理研究

1.1 技術(shù)原理

“體積壓裂”在國際石油行業(yè)上是指通過壓裂的方式將可以進(jìn)行滲流的有效儲集體“打碎”，最大限度地將微裂縫、誘導(dǎo)縫和人工裂縫聯(lián)系在一起，形成網(wǎng)絡(luò)裂縫，使裂縫壁與儲層基質(zhì)接觸面積最大，油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離最短，提高儲層整體滲透率，實(shí)現(xiàn)對儲層在長、寬、高三維方向的“立體改造”。

1.2 致密油壓后蓄能機(jī)理研究

致密油具有低孔、超低滲特征，單井之間不具備儲層連通效應(yīng)特征，即單井控制儲量范圍內(nèi)，可看作一個獨(dú)立的封閉性儲集體，能有效保證地層能量不向外界擴(kuò)散；裂縫和微孔隙發(fā)育程度影響注水吞吐效果，致密油實(shí)施體積壓裂形成依靠地層能量獲得較高產(chǎn)量，短期內(nèi)產(chǎn)量遞減快、無能量補(bǔ)充，且具有一定儲量的剩余油。影響注水吞吐效果的主要因素包括巖石潤濕性、注入介質(zhì)、周期注入量、注入速度、注入壓力、燜井時間。在補(bǔ)充能量方面，壓裂對地層注入大量滑溜水及攜砂液，單段壓裂注入體積約1 300 m3，平均單井注入18 200 m3，相當(dāng)于1 口日注50 m3的注水井注入1 年的注入量，通過壓前壓后壓力測試情況對比看，壓前底層壓力系數(shù)平均約1.03，大液量體積壓裂后地層壓力系數(shù)升高到1.36，地層壓力提升約30 %，即能量補(bǔ)充了30 %。該作用是致命自噴生產(chǎn)的能量來源，是自噴的主導(dǎo)因素之一。

1.3 增產(chǎn)機(jī)理

（1）利用滑溜水濾失系數(shù)高、水力傳導(dǎo)好的特性，擴(kuò)沖濾失通道，增加改造體積；

（2）大排量施工，提高縫內(nèi)凈壓力，打碎致密儲層，迫使裂縫產(chǎn)生分支，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，增大致密油滲流通道；

（3）大液量注入，壓后燜井蓄能、油水滲吸、置換，整體提高孔隙壓力和基質(zhì)滲透率，達(dá)到增能驅(qū)油目的。

在滲吸排驅(qū)方面，首先，壓裂液主體為造縫的滑溜水，主要構(gòu)成為水、減阻劑、防膨劑和表面活性劑，實(shí)質(zhì)就是一種活性水，在補(bǔ)充能量同時，改善巖石親水性能。其次，針對親水儲層，發(fā)揮毛細(xì)管力吸水排油作用，壓裂液吸入小孔隙，原油排到高滲區(qū)，實(shí)現(xiàn)基質(zhì)內(nèi)的油水置換。該作用是致密油自噴生產(chǎn)的又一主導(dǎo)作用，是產(chǎn)出原油的基本動力。在體積縫內(nèi)重力分異方面，體積縫中，因油水重力分異，壓裂液不斷向儲層縫網(wǎng)較低部位運(yùn)移，油向縫網(wǎng)內(nèi)高部位運(yùn)移聚集，實(shí)現(xiàn)關(guān)井蓄能后井口快速見油，而且能出現(xiàn)初產(chǎn)液量沒有增加的情況下，初產(chǎn)油提高的實(shí)際情況以池a 井為例（見圖1）。

圖1 池a 井壓裂后生產(chǎn)曲線

2 蓄能式體積壓裂技術(shù)方法

2.1 形成分支裂縫條件

產(chǎn)生支裂縫的力學(xué)條件為儲層內(nèi)凈壓力＞兩向水平主應(yīng)力差值+巖石抗張強(qiáng)度，而儲層內(nèi)凈壓力隨排量上升而增加，并隨儲層物性和應(yīng)力條件的不同而不同，需要與這些參數(shù)建立關(guān)系，尋求最佳排量。

注：Pnet-凈壓力，MPa；Q-施工排量，m3/min；E-楊氏模量；v-泊松比，無量綱；C-濾失系數(shù)，無量綱；hf-滲透率，mD；h-儲層厚度。

2.2 地應(yīng)力分析

通過巖心三軸力學(xué)實(shí)驗(yàn)及地應(yīng)力計(jì)算：定邊地區(qū)長X 層致密油藏水平兩向主應(yīng)力差值7 MPa～9 MPa，平均8 MPa，巖石抗張強(qiáng)度3 MPa，實(shí)現(xiàn)人工裂縫轉(zhuǎn)向所需凈壓力8 MPa～11 MPa，平均10 MPa（見表1）。

表1 致密油各區(qū)塊裂縫轉(zhuǎn)向所需凈壓力表

2.3 儲層脆性分析

2.3.1 致密油礦物成分分析 通過儲層巖心礦物成分分析，定邊地區(qū)長X 層致密油脆性礦物含量較高（石英30 %～40 %、長石25 %～40 %），可壓性較好。

2.3.2 脆性指數(shù)計(jì)算 通過巖石礦物學(xué)法、巖石力學(xué)參數(shù)法及巖石脆性實(shí)驗(yàn)法計(jì)算，定邊致密油藏楊氏模量為25 000 MPa～30 000 MPa，泊松比0.18～0.2，計(jì)算脆性指數(shù)42 %～50 %，平均46.4 %，脆性較高，有利于體積壓裂形成復(fù)雜裂縫。

巖石脆性指數(shù)計(jì)算方法：

計(jì)算致密油藏楊氏模量25 000 MPa～30 000 MPa，泊松比取0.18～0.2，計(jì)算脆性指數(shù)42 %～50 %，平均46.4 %，脆性較高，有利于體積壓裂形成復(fù)雜裂縫。

3 蓄能式體積壓裂技術(shù)做法及效果評價

通過大排量、大液量、滑溜水復(fù)合液體、組合支撐技術(shù)，形成主裂縫與多級次生裂縫交織的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，壓后燜井蓄能、油水滲吸、置換，整體提高孔隙壓力和基質(zhì)滲透率，達(dá)到增能驅(qū)油目的，提高致密油藏單井產(chǎn)能及最終采收率。

3.1 致密油壓后蓄能井優(yōu)選方法

通過蓄能壓裂井對比日產(chǎn)油量與儲層物性的關(guān)系，聲波時差、電阻率與產(chǎn)量有較好的相關(guān)性，初步分析聲波時差220 μs/m 以上、電阻率30 Ω·m 以上，聲波時差210 μs/m～220 μs/m、電阻率100 Ω·m 以上，單井產(chǎn)量相對較高（見圖2、圖3）。

圖2 蓄能壓裂井日產(chǎn)油與儲層物性關(guān)系圖

圖3 蓄能壓裂井日產(chǎn)油時差、電阻率關(guān)系圖

3.2 致密油壓后蓄能合理關(guān)井時間研究

3.2.1 關(guān)井時間對產(chǎn)能影響規(guī)律分析 致密油壓裂蓄能關(guān)井時間對壓裂效果有一定的影響，關(guān)井時間越長，前期日產(chǎn)油越高，日產(chǎn)水越低。這是由于在滲吸作用下，裂縫中含水飽和度逐漸降低，基質(zhì)中含水飽和度逐漸升高，使得裂縫周圍原油相對富集，開井生產(chǎn)時日產(chǎn)油較高。

不同關(guān)井時間下生產(chǎn)30 d 的累計(jì)產(chǎn)油量曲線（見圖4），從圖4 可以看出，累計(jì)產(chǎn)油量并不是隨著關(guān)井時間的增加而線性增加，關(guān)井時間較長時，隨關(guān)井時間增加累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度隨著關(guān)井時間的增加而線性增加，關(guān)井時間較長時，隨關(guān)井時間增加累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度明顯減小，說明存在合理關(guān)井時間（見圖4）。

圖4 燜井時間與累計(jì)產(chǎn)油量趨勢圖

3.2.2 壓后蓄能合理關(guān)井時間確定方法 通過以上分析，體積壓裂后壓裂液主要分布在形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)內(nèi)（或者是與裂縫網(wǎng)絡(luò)距離非常近的基質(zhì)內(nèi)），基質(zhì)滲透率太低，壓裂液短時間內(nèi)不能有效運(yùn)移到基質(zhì)內(nèi)部。大量壓裂液的存在使得改造區(qū)縫網(wǎng)內(nèi)壓力明顯升高，而被裂縫網(wǎng)絡(luò)切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)部壓力仍然保持在原始地層壓力。在關(guān)井蓄能過程中，壓裂液由裂縫向基質(zhì)內(nèi)部進(jìn)行滲流和滲吸，隨著關(guān)井時間增加，改造區(qū)基質(zhì)內(nèi)壓力逐漸增加，關(guān)井30 d 時，改造區(qū)內(nèi)壓力均勻分布，未改造區(qū)內(nèi)壓力仍然為原始地層壓力而沒有上升，未改造區(qū)由于滲透率低導(dǎo)致壓力不能在有限的時間內(nèi)向未改造區(qū)的基質(zhì)內(nèi)傳播，說明關(guān)井蓄能過程主要是壓力由裂縫網(wǎng)絡(luò)向被其切割的基質(zhì)巖塊內(nèi)傳播。因此，可以將關(guān)井蓄能過程合理關(guān)井時間轉(zhuǎn)換為求解裂縫內(nèi)壓裂液滲流到基質(zhì)巖塊內(nèi)部中心需要的時間。

燜井期末壓力越低返排率就越小，燜井期壓力下降至5.5 MPa 以下時，返排率低于15 %，壓力下降至3.0 MPa 以下時，返排率低于10 %。燜井期末壓力越低，返排率越小，開抽后見油時間越短。根據(jù)燜井期間壓力下降情況調(diào)整燜井時間，對物性較差、燜井壓力下降慢的井燜井時間延長至15 d～20 d（見圖5、圖6）。

圖5 燜井結(jié)束時壓力與返排率散點(diǎn)圖

圖6 見油天數(shù)與返排燜井結(jié)束壓力散點(diǎn)圖

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

現(xiàn)場應(yīng)用實(shí)施9 口井進(jìn)行分析，井均自噴獲得高產(chǎn)油流，穩(wěn)產(chǎn)效果好，展現(xiàn)了蓄能式體積壓裂對致密油提產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的技術(shù)優(yōu)勢明顯（見表2）。

表2 蓄能式體積壓裂施工參數(shù)及效果表

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）蓄能式體積壓裂技術(shù)對提高致密油初產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)水平效果顯著，是致密油藏動用的關(guān)鍵核心技術(shù)。

（2）大排量施工，可有效增加縫內(nèi)凈壓力，迫使致密儲層產(chǎn)生分支復(fù)雜裂縫，增大改造體積，滿足致密儲層滲流需求。

（3）大液量注入，有蓄能功效，壓后燜井可實(shí)現(xiàn)滲吸、油水置換和補(bǔ)充地層能量的作用，可實(shí)現(xiàn)致密油準(zhǔn)枯竭式開采。

（4）致密油儲層應(yīng)用蓄能體積壓裂后可以實(shí)現(xiàn)快速見油，累計(jì)產(chǎn)油量與關(guān)井時間的非線性關(guān)系，證明了合理關(guān)井時間對壓后排液的影響。

（5）燜井期末壓力越低，返排率越小，開抽后見油時間越短。根據(jù)燜井期間壓力下降情況調(diào)整燜井時間，對物性較差、燜井壓力下降慢的井燜井時間延長至15 d～20 d。