松北致密油水平井體積壓裂技術(shù)適應(yīng)性分析

黃有泉，李永環(huán)，2，顧明勇，2

（1.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163453）

松北致密油是大慶油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要資源，主要集中在扶余和高臺(tái)子儲(chǔ)層，但與國(guó)內(nèi)外同等致密油儲(chǔ)層相比，松北致密油具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，橫向不連續(xù)，同一試驗(yàn)區(qū)內(nèi)不同井鉆遇差異大[1–5]，整體動(dòng)用難度大，常規(guī)增產(chǎn)改造技術(shù)無(wú)法實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，且無(wú)法直接評(píng)價(jià)壓裂參數(shù)與產(chǎn)能的相關(guān)規(guī)律。為了有效指導(dǎo)致密油儲(chǔ)層高效動(dòng)用，有必要系統(tǒng)研究不同壓裂參數(shù)對(duì)壓后產(chǎn)能的影響。Y1、Y2、Y3等區(qū)塊近幾年采用水平井多段多簇體積壓裂技術(shù)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，初期平均單井日產(chǎn)油15.8 t，是同區(qū)塊直井的10.3倍，增產(chǎn)效果較好。本文綜合可能影響水平井壓裂效果的裂縫間距、儲(chǔ)層物性、施工規(guī)模、壓裂模式等參數(shù)，對(duì)已壓裂水平井進(jìn)行分析，取得了一定認(rèn)識(shí)。

1 松北致密油特征

大慶油田松北致密油資源豐富，以上白堊統(tǒng)青山口組為烴源巖，富集于高臺(tái)子油層（可細(xì)分為C1、C2、C3三個(gè)油層組）和扶余油層（可細(xì)分為F1、F2兩個(gè)油層組）兩大含油層系，主要分布在大慶長(zhǎng)垣、三肇和齊家–古龍等地區(qū)。

大慶油田綜合錄井、測(cè)井和室內(nèi)分析等資料，將致密油分為三類[6]：①致密油Ⅰ–1類儲(chǔ)層為富含油、含油或油浸的細(xì)砂巖、粉砂巖，孔隙度大于11.0%，滲透率大于0.60×10–3μm2；②致密油Ⅰ–2類儲(chǔ)層為含油、油浸為主的細(xì)砂巖、粉砂巖，孔隙度為8.0%～11.0%，滲透率為0.20×10–3～0.60×10–3μm2；③致密油Ⅱ類儲(chǔ)層為油斑、油跡為主的粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖或含鈣粉砂巖，孔隙度小于8.0%，滲透率小于0.20×10–3μm2。

2 致密油水平井體積壓裂技術(shù)

圍繞松北致密油儲(chǔ)層地質(zhì)特征及壓裂增產(chǎn)改造難點(diǎn)，形成了以“高強(qiáng)度、低成本、大SRV（壓裂改造體積）”為核心的地質(zhì)工程一體化致密油水平井體積壓裂技術(shù)[7]。突出主力甜點(diǎn)層段、小簇距密切割布縫、高砂比大規(guī)模加砂等“高強(qiáng)度”改造技術(shù)方法，采用滑溜水?dāng)y砂液、石英砂支撐劑、速鉆橋塞等“低成本”工藝，簇間距為10.0～15.0 m，加砂強(qiáng)度為5.3 t/m，加液強(qiáng)度為29.8 m3/m，最高砂比為40.0%～ 45.0%。

由于大慶油田松北致密油非均質(zhì)性強(qiáng)，單井差異大，無(wú)法直接對(duì)比，為排除儲(chǔ)層物性、水平井長(zhǎng)度等因素影響，引入國(guó)際類似分析典型參數(shù)“無(wú)因次動(dòng)用比”[8]來(lái)分析不同間距對(duì)改造效果的影響規(guī)律。

無(wú)因次動(dòng)用比等于300 d累計(jì)產(chǎn)量與井控地質(zhì)儲(chǔ)量的2.0%之比。其中，300 d累計(jì)產(chǎn)量和井控地質(zhì)儲(chǔ)量均與儲(chǔ)層厚度、孔隙度、含油飽和度和裂縫控制長(zhǎng)度四個(gè)參數(shù)呈正比。

另外，為驗(yàn)證不同致密油類型對(duì)產(chǎn)能影響，在每段壓裂液中加入不同種類的示蹤劑，壓裂完成后對(duì)返排產(chǎn)出液量進(jìn)行取樣、檢測(cè)，得到各種示蹤劑產(chǎn)出曲線，以此來(lái)監(jiān)測(cè)各段產(chǎn)液貢獻(xiàn)率。為了統(tǒng)一表征對(duì)比各段產(chǎn)能貢獻(xiàn)的大小，引用“產(chǎn)能貢獻(xiàn)比”的概念，即：產(chǎn)能貢獻(xiàn)比等于本段產(chǎn)能貢獻(xiàn)率與本井每段平均產(chǎn)能貢獻(xiàn)率之比，若比值等于1，說(shuō)明本段產(chǎn)能達(dá)到本井每段平均產(chǎn)能貢獻(xiàn)率。

3 不同參數(shù)影響分析

3.1 壓裂液

Y1試驗(yàn)區(qū)主要開(kāi)發(fā)F1、F2兩個(gè)油層組，層數(shù)較多、單層厚度薄，含油層段較為集中，儲(chǔ)層平均孔隙度為14.6%、平均滲透率為1.54×10–3μm2，本試驗(yàn)區(qū)共開(kāi)展了8口井的體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，水平段長(zhǎng)為805.0～1 547.0 m，簇間距為54.0～79.0 m。采用橋塞切割壓裂。

壓裂液全部采用胍膠壓裂液，分析了平均單縫加液量對(duì)平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量的影響。從圖1可以看出，加液量對(duì)壓后產(chǎn)量的影響明顯，單縫加液量增大，累計(jì)產(chǎn)量增加。

圖1 Y1試驗(yàn)區(qū)平均單縫加液量與平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量關(guān)系

3.2 支撐劑類型及規(guī)模

對(duì)Y1試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展不同類型支撐劑的對(duì)比研究，其中，4口井采用20/40目的石英砂作為支撐劑，4口井采用20/40目覆膜砂與石英砂按1∶4組合的支撐劑（以下簡(jiǎn)稱覆膜砂混合支撐劑）。通過(guò)對(duì)兩組井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)（圖2）發(fā)現(xiàn)，采用覆膜砂混合支撐劑的井平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量低于采用石英砂支撐劑的井，但兩種類型支撐劑壓后效果相差不大，說(shuō)明該試驗(yàn)區(qū)采用石英砂作為支撐劑可以滿足改造需要。

圖2 Y1試驗(yàn)區(qū)不同類型支撐劑井組產(chǎn)能對(duì)比

Y1試驗(yàn)區(qū)每口井的單縫加砂規(guī)模為36.0～65.0 m3，從單縫加砂量與單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量關(guān)系（圖3）可以看出，單縫加砂量越大，平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量越高，說(shuō)明增加加砂量有助于提高產(chǎn)能。

圖3 Y1試驗(yàn)區(qū)平均單縫加砂量與平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量關(guān)系

同樣對(duì)Y3試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行了不同類型的支撐劑對(duì)比分析。Y3試驗(yàn)區(qū)主要鉆遇目的層為C1、C2、C3，砂巖厚度主要為4.0～6.0 m，有效厚度為2.0～4.0 m，C1與C2層間隔層厚度為1.0～2.0 m，C2與C3層間隔層厚度為0.5～1.0 m，孔隙度為12.0%～16.0%，平均值為13.9%，滲透率為0.10×10–3～1.50×10–3μm2，平均值為1.23×10–3μm2。Y3試驗(yàn)區(qū)共開(kāi)展了15口井的體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。其中，6口井采用覆膜砂混合支撐劑，2口井采用覆膜砂支撐劑，3口井采用石英砂尾追陶粒，4口井采用陶粒與石英砂按1∶4組合的支撐劑（以下簡(jiǎn)稱陶粒混合支撐劑）。由圖4可知，支撐劑為石英砂尾追陶粒的井壓后平均單縫300 d累計(jì)產(chǎn)量最高，支撐劑為覆膜砂的井壓后產(chǎn)能最低。分析認(rèn)為，石英砂尾追陶粒主要通過(guò)提高縫口的支撐能力來(lái)提高壓后產(chǎn)能。

圖4 Y3試驗(yàn)區(qū)不同支撐劑類型產(chǎn)能對(duì)比

3.3 裂縫間距

由圖5可以看出，裂縫間距越小，“無(wú)因次動(dòng)用比”越高。以同為F1油層組的Y1–7井和Y1–5井為例，裂縫間距由71.0 m縮小至54.0 m時(shí)，300 d累計(jì)產(chǎn)量分別為3 282.0 t和4 760.0 t，“無(wú)因次動(dòng)用比”提高了42.6%。

圖5 Y1試驗(yàn)區(qū)不同裂縫間距對(duì)比

3.4 儲(chǔ)層物性

Y1試驗(yàn)區(qū)3口井進(jìn)行了分段產(chǎn)能測(cè)試，其中Y1–4井壓裂10段，Y1–5井壓裂11段，Y1–7井壓裂11段，三口井共計(jì)壓裂32段。以每口井后期平穩(wěn)貢獻(xiàn)階段的貢獻(xiàn)率為依據(jù)，分別計(jì)算每段產(chǎn)能貢獻(xiàn)比，從不同類型儲(chǔ)層的產(chǎn)能貢獻(xiàn)比散點(diǎn)分布來(lái)看（圖6），致密油Ⅰ–1類儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)比高于1，致密油Ⅰ–2類儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)比在1附近，而致密油Ⅱ類儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)比均低于1。以Y1–7井產(chǎn)能貢獻(xiàn)率分析為例，Ⅰ–1類儲(chǔ)層和Ⅰ–2類儲(chǔ)層產(chǎn)能總貢獻(xiàn)率可達(dá)80.8%（圖7）。

圖6 Y1試驗(yàn)區(qū)不同類型儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)比分布

圖7 Y1–7井儲(chǔ)層產(chǎn)能貢獻(xiàn)率分布

3.5 壓裂模式

Y2試驗(yàn)區(qū)F1與F2油層組層數(shù)多、單層厚度薄，單砂體實(shí)鉆厚度1.1～3.6 m，平均厚度1.8 m（10口水平井實(shí)鉆數(shù)據(jù)），巖心平均有效孔隙度12.5%、平均空氣滲透率1.32×10–3μm2。試驗(yàn)區(qū)共開(kāi)展了10口井的體積壓裂現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，水平段長(zhǎng)為491.0～1 074.0 m，簇間距為47.0～101.6 m。

針對(duì)松北致密油儲(chǔ)層，主要有兩種水平井體積壓裂模式，一是利用凝膠壓裂液形成具有一定導(dǎo)流能力的切割式裂縫系統(tǒng)（以下簡(jiǎn)稱切割模式）；二是利用大量滑溜水+凝膠攜砂壓裂液形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)體系（以下簡(jiǎn)稱復(fù)雜縫網(wǎng)模式）。

Y2試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展了兩種壓裂模式的對(duì)比試驗(yàn)。從現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果來(lái)看，切割模式改造效果要好于復(fù)雜縫網(wǎng)模式。試驗(yàn)區(qū)F2油層組切割壓裂2口井，平均單縫加液量為640.0 m3，平均單縫加砂量為56.0 m3，兩口井每百米含油砂巖段300 d累計(jì)產(chǎn)量分別為493.0 t和195.0 t（圖8a），兩口井300 d日產(chǎn)油遞減率分別為48.5%、61.3%（圖8b）；相同目的層復(fù)雜縫網(wǎng)模式壓裂2口井，平均單縫加液量為1 718.0 m3，平均單縫加砂量為54.0 m3，兩口井每百米含油砂巖段300 d累計(jì)產(chǎn)量分別為123.0 t和115.0 t，兩口井300 d日產(chǎn)油遞減率分別為67.3%和85.0%。切割模式產(chǎn)能高于縫網(wǎng)模式，平均為縫網(wǎng)模式的2.56倍，且切割模式日產(chǎn)油遞減率較緩，平均為縫網(wǎng)模式的0.72倍。

圖8 Y2試驗(yàn)區(qū)F2油層組不同壓裂模式產(chǎn)能與遞減率對(duì)比

為進(jìn)行原理分析，優(yōu)選一口采用縫網(wǎng)模式的壓裂井，按照實(shí)際施工參數(shù)進(jìn)行裂縫剖面反演模擬。Y2–6井采用滑溜水+凝膠混合縫網(wǎng)模式壓裂，其中第二段共加入滑溜水2 045.0 m3，凝膠液615.0 m3，砂量60.0 m3。施工曲線擬合如圖9所示，由反演的裂縫導(dǎo)流能力剖面圖（圖10）可以看出，裂縫長(zhǎng)度較長(zhǎng)，但裂縫前端支撐較差。分析認(rèn)為縫網(wǎng)模式由于壓裂液量相對(duì)較大，裂縫波及長(zhǎng)，但端部缺少有效支撐，導(dǎo)致產(chǎn)能遞減較快。

圖9 Y2–6井施工測(cè)量壓力與軟件壓力擬合曲線

圖10 反演的裂縫導(dǎo)流能力剖面

4 結(jié)論

（1）試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)表明，裂縫間距越小，無(wú)因次動(dòng)用程度越高，越有利于提高產(chǎn)能；單縫的加液量、加砂量規(guī)模越大，壓后300 d累計(jì)產(chǎn)量越高；致密油水平井體積壓裂模式中，由于縫網(wǎng)模式裂縫端部缺少有效支撐，改造效果較切割模式差。

（2）支撐劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)對(duì)比表明，覆膜砂支撐劑與石英砂支撐劑壓后效果差異不大，但某些試驗(yàn)區(qū)覆膜砂支撐劑的壓后效果差于覆膜砂混合支撐劑，所以不再推薦全程采用覆膜砂支撐劑施工，但可通過(guò)石英砂尾追陶粒方式提高壓后產(chǎn)能。

（3）產(chǎn)能貢獻(xiàn)比與儲(chǔ)層的致密油類型相關(guān)，亦與儲(chǔ)層的物性、含油性相關(guān)。致密油Ⅰ類儲(chǔ)層為主要的產(chǎn)能貢獻(xiàn)段，致密油Ⅱ類儲(chǔ)層在目前開(kāi)采技術(shù)條件下難以有效動(dòng)用，貢獻(xiàn)率較低，需要進(jìn)一步研究Ⅱ類儲(chǔ)層改造方式以提高改造效果。