鹽間頁巖油體積壓裂技術研究與實踐

2022-05-09 01:44:02劉紅磊徐勝強朱碧蔚周林波黃亞杰李保林

特種油氣藏 2022年2期

劉紅磊，徐勝強，朱碧蔚，周林波，黃亞杰，李保林

(1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 100101；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；3.中國石油玉門油田分公司，甘肅酒泉 735000；4.中國石化江漢油田分公司，湖北武漢 430035)

0 引言

20世紀90年代初期，潛江凹陷鹽間頁巖油藏按照常規油氣開發思路，先后進行了注水吞吐、酸化、壓裂等改造措施，措施后均具有一定的增油能力，但產油量遞減快，有效期短，未能實現單井長期穩產。研究表明，鹽間頁巖油儲層開發中存在一些獨特的開發特點：巖石力學性質變化較大，上下鹽巖蠕變特征不清；儲層單層厚度薄，壓裂過程中易受上下塑性鹽巖干擾；儲層巖性組分多、敏感性復雜、孔隙連通性差；儲層中可溶鹽的溶解規律及上下鹽巖蠕變特征差異大，對入井液體性能要求高。針對以上問題，常規改造技術難于實現突破[1-7]，需研發新的工藝以解決體積壓裂、均衡改造以及增加泄流面積等技術難題，為尋求鹽間頁巖油高效開發手段，基于陸相頁巖油儲層改造理念，對潛江凹陷古近系鹽間頁巖油藏BYY1HF井進行了儲層改造工藝試驗和探索研究，采用了CO2增能復合壓裂、耐酸壓裂液技術、密切割強加砂壓裂技術和投球暫堵技術，達到體積壓裂和均衡改造目的，并可提高基質孔隙度和滲透率，形成復雜壓裂縫網和提高返排效果，與常規工藝方法相比可取得較好的壓裂效果。

1 BYY1HF井儲層特點及改造難點

江漢盆地鹽間頁巖油資源量豐富，潛江組發育多個鹽韻律層，累計厚度達2 000 m以上。鹽層間夾持的是一套富有機質細粒沉積巖，單層一般厚度為5～10 m，地層既是生油層又是儲油層。鹽間頁巖油儲層具有平面展布廣、縱向層系多、資源量大的特點。潛江凹陷鹽間頁巖油受構造影響，平面、縱向分布變化均較大，不同埋深位置的巖石力學性質變化較大，上下鹽巖蠕變特征差異大，鹽巖蠕變特征和鹽溶規律不清，鹽間頁巖儲層單層厚度薄。

BYY1HF井位于湖北省潛江市江漢油田廣華寺，構造上屬潛江凹陷蚌湖向斜南斜坡，由BYY1HF綜合柱狀圖(圖1)可以看出，該井儲層呈現明顯的“鹽(鹽巖)—云(白云巖)—泥(泥巖)—云—鹽”互層特征。儲集空間類型主要為原生孔隙(白云石晶間孔、鈣芒硝晶間孔)、次生孔隙(次生晶間孔、次生晶間溶孔、洞、縫)兩大類[8-11]。

圖1 BYY1HF井綜合柱狀圖Fig.1 The comprehensive histogram of Well BYY1HF

BYY1HF井壓裂過程中易受上下塑性鹽巖干擾，同時儲層存在巖性復雜、敏感性較強、孔隙連通性差等特點，導致壓裂施工存在較多技術難點。

(1)鹽間頁巖油儲層骨架顆粒小，以微納米孔喉為主，連通性差，應力敏感性強，壓裂液進入儲層會導致儲層傷害、天然裂縫與水力裂縫堵塞、潤濕性反轉等損害[12]，對壓裂液低傷害性能要求高。

(2)鹽間頁巖油熱演化程度普遍偏低，原油密度高、黏度大，可流動性差。儲層脆性指數偏低、塑性強，易導致支撐劑嵌入嚴重，支撐劑的嵌入和破碎也是產生應力敏感性的主要原因，支撐劑類型需優選并合理鋪置，盡可能地提高裂縫導流能力，提高裂縫的穩定性。

(3)多韻律層發育，且韻律層上下鹽巖發育，儲層中可溶鹽類含量高，隨著地層埋深增加，鹽巖蠕變及可溶鹽結晶堵塞加劇[13]。壓裂工藝要求避免溝通上下鹽層，后期生產時需考慮避免或延緩結晶堵塞的技術手段。

2 鹽間頁巖油體積壓裂技術

針對上述壓裂技術難點，為盡可能提高鹽間頁巖油儲層產能，避免上下鹽層對改造效果的不利影響，達到體積壓裂的目的，開展了CO2增能復合壓裂、耐酸壓裂液體系、密切割強加砂壓裂技術、投球暫堵技術和壓裂參數優化等研究工作[14-15]。

2.1 CO2增能復合壓裂技術

BYY1HF井鹽間頁巖油儲層致密，孔喉半徑為微納米級，骨架顆粒小且非均質性嚴重，壓力系數僅為1.0，從體積壓裂和儲層傷害機理的角度出發，CO2增能復合壓裂技術[16]具有如下優勢。

(1)在壓裂液中拌注液態CO2，在施工壓力條件下即可達到超臨界狀態(臨界條件：溫度為31 ℃，壓力為7.3 MPa)。超臨界CO2兼具氣態與液態物質的特性，具有擴散性和溶解性強的特性，表面張力為零，可有效驅替出微納米孔隙內的可動油，壓裂后返排過程中CO2氣化膨脹增能，有助于提高返排效率。

實驗結果表明(圖2)：鹽間頁巖油巖心樣品經超臨界CO2浸泡24 h后，平均孔隙度由7.8%提高至14.8%，提高47.4%；平均滲透率由0.026 mD提高至0.052 mD，提高46.4%。超臨界CO2分子與鹽間頁巖油儲層巖石作用后可改善儲層物性，具有良好的置換和滲析作用。

圖2 超臨界CO2浸泡前后巖心孔滲數據Fig.2 Core porosity and permeability data before and after supercritical CO2 soaking

(2)超臨界CO2有很好的致裂能力，其起裂壓力約為水力壓裂起裂壓力的60%～70%。同時具有黏度低、濾失性強的特性，可產生復雜的裂縫系統，較之水力壓裂具有更好的溝通性，有利于提高改造體積，實現體積壓裂。

測定了4塊巖樣經超臨界CO2浸泡前后的楊氏模量(圖3)。由圖3可知，隨CO2浸泡時間增加，在碳酸溶蝕及超臨界CO2的滲透作用下，巖樣力學性質發生劣化，4個巖樣楊氏模量平均值由46.25 GPa降至31.13 GPa，楊氏模量平均降低了30%，楊氏模量的降低，可促進巖石破碎和裂縫起裂，有利于壓裂施工。

圖3 超臨界CO2浸泡后頁巖樣品楊氏模量變化曲線Fig.3 The Young′s modulus change curve of shale samples after supercritical CO2 soaking

巖樣在水和超臨界CO2中浸泡前后CT掃描對比可知，由于超臨界CO2的存在，浸泡液呈弱酸性，通過溶蝕、滲透、溶脹等作用可導致微裂縫張開，形成復雜裂縫系統。證明超臨界CO2對于鹽間頁巖油儲層有較好的致裂能力，更易形成復雜的裂縫系統，利于后期的增產。

(3)CO2與水結合形成碳酸，對石膏、巖鹽等具有化學溶蝕作用，可疏通儲集體中的原生孔隙(白云石晶間孔、鈣芒硝晶間孔)。

綜上所述，CO2增能復合壓裂技術可增加裂縫復雜程度和改造體積，提高壓裂后返排效率，并有效緩解鹽間頁巖油儲層鹽結晶問題，在增能、增效、降低破裂壓力、提高導流能力等方面體現了較好的技術優勢。

2.2 耐酸壓裂液技術

采用CO2增能復合壓裂施工時，由于拌注液態CO2后壓裂液呈酸性，常規稠化劑不能實現交聯，需研發新型耐酸壓裂液體系。耐酸壓裂液體系必須具有高攜砂性能和低摩阻特性，能實現大排量施工，達到體積壓裂的目的。

采取水溶液聚合法，以丙烯晴為主原料，復合陰離子單體2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)，合成出一系列多元共聚酸用稠化劑。該稠化劑可與工業鹽酸、助排劑、交聯劑、破膠劑等組配，形成了一種集溶蝕、造縫及攜砂功能于一體的耐酸壓裂液體系。與常規胍膠壓裂液相比，耐酸壓裂液體系在酸性環境(pH值為2～6)下可交聯，同時，耐酸稠化劑兼具降阻劑性能。耐酸壓裂液體系性能穩定，可以降低施工管路摩阻，降低施工壓力，從而實現大排量施工，對鹽間頁巖油的經濟有效開發具有重要意義。經過優化，耐酸壓裂液體系最終配方為：0.45%的酸用稠化劑+0.10%助排劑+0.06%的工業鹽酸(質量分數為31%)+3.00%的交聯劑+0.05%的破膠劑。

測試了耐酸壓裂液體系的耐溫抗剪切性能(圖4)。由圖4可知：耐酸壓裂液體系在120 ℃、170 s-1條件下剪切60 min后，黏度仍可維持在150 mPa·s以上，滿足壓裂攜砂要求。

圖4 交聯后耐酸壓裂液耐溫抗剪切曲線Fig.4 The temperature and shear resistance curves of acid-resistant fracturing fluid after cross-linking

測試了耐酸壓裂液體系的破膠性能(圖5)。由圖5可知：耐酸壓裂液體系壓裂后的殘液黏度為1.4～1.5 mPa·s，且未見殘渣，說明其滿足壓裂液返排要求，符合行業技術標準破膠液黏度不大于5.0 mPa·s的要求。

圖5 破膠液黏度曲線Fig.5 The curve of fracturing fluid viscosity for gel breaking

2.3 密切割強加砂技術

潛江鹽間頁巖油儲層脆性指數偏低、黏土含量偏高導致塑性強。早期該區塊常規水平井水平段間距為100 m左右，加砂強度為2.0 t/m，支撐劑易嵌入裂縫壁面，降低裂縫導流能力，影響儲層改造效果，通過密切割強加砂技術可以提高縫網體積和密度，提高裂縫有效導流能力。

2.3.1 密切割射孔技術

密切割射孔技術是指在水平井多級分段壓裂中，通過縮短射孔段的間距，控制裂縫起裂，壓裂時互相擠壓干擾形成的誘導應力，使裂縫延伸和發育變得更復雜，提高儲層改造體積的技術。該技術優選工程地質雙“甜點”段進行射孔，選擇巖性及力學性質相近、固井質量好的井段，每個射孔段優化射孔簇間距計算公式如下：

(1)

式中：S為簇間距，m；K為儲層滲透率，mD；φ為孔隙度，%；υ為地層流體黏度，mPa·s；Ct為原油壓縮系數，MPa-1。

結合BYY1HF井頁巖油儲層的滲透率(0.100～0.500 mD)、孔隙度(0.05%)及原油性質(黏度為3.75 mPa·s，壓縮系數為0.001 2 MPa-1)，采用式(1)計算，推薦簇間距為6.6～14.8 m。結合前期施工經驗，最終確定BYY1HF井射孔段間距由早期的80～120 m降至35～50 m，段內分簇，簇間距由原來的30.0～40.0 m降至6.0～8.0 m。

2.3.2 強加砂技術

強加砂技術是指通過大幅提高加砂量，對支撐裂縫飽和填砂，確保支撐裂縫具備長期導流能力，最大程度地減少由于支撐劑破碎導致的裂縫導流能力衰減和支撐劑嵌入等影響導流能力。借鑒北美和中國其他頁巖油儲層體積壓裂的經驗[17-18]，利用耐酸壓裂液的良好攜砂性能，將水平井的加砂強度由早期的0.5～2.0 t/m提高至6.0～8.0 t/m，提高儲層水平段的動用程度，增強裂縫的導流能力，減緩頁巖油壓裂后產量衰減過快的趨勢。

2.4 投球暫堵分級改造技術

由于“簇集效應”的影響，同一級壓裂過程中，當某一簇產生裂縫時，在壓實作用產生的應力干擾影響下，其他簇難于開啟產生新裂縫。為促進各簇裂縫均勻開啟及延伸，盡可能擴大壓裂波及體積，采取段內投球暫堵分級壓裂方式，對先期開啟的裂縫進行投球暫堵屏蔽，促進新的裂縫開啟。投球數根據射孔孔眼個數確定，暫堵球為井下可溶球，壓裂過程中基于流體沿阻力最小方向流動的原則，暫堵球會隨著壓裂液封堵射孔孔眼，必然會在一定程度上升高井底壓力，在一定的水平兩向應力差的作用下，產生二次破裂進而改變裂縫的起裂方位，以產生新的裂縫，壓裂結束后，暫堵球接觸到地層流體會逐漸溶解，且溶解時間可控。

根據BYY1HF井鹽間頁巖油儲層物性、原油物性以及壓裂需求，確定暫堵球性能基本性能為：密度為1.77 g/m3，抗壓強度為70 MPa；耐酸時間大于6 h，完全降解時間為3～5 d，可滿足施工期間耐壓及暫堵要求。

一般常用的深穿透射孔彈孔徑為9.5 mm左右，考慮壓裂過程中的擴徑效應，選用暫堵球的粒徑為13.5 mm。為了保證暫堵成功率，按照射孔總數為60孔，暫堵球追加20%的余量，一次投球用量為36顆，2次投球時每次用量為24顆(共48顆)。

2.5 壓裂參數優化

2.5.1 裂縫導流能力優化

繪制不同裂縫穿透比(IX，裂縫半長與泄流半徑之比)時無因次生產指數與無因次裂縫導流能力(Cfd)半對數曲線(圖6)。自然生產時儲層流體的流動模式為徑向流，壓裂后儲層流體的流動模式由徑向流向線性流轉變。由圖6可知：當CfD大于10以后，無因次生產指數變化趨勢變緩，并已接近或達到最佳效果，此時裂縫飽和填砂增產效果最好。以CfD大于10為基準，由式(2)可計算對應的裂縫導流能力。BYY1HF井頁巖油儲層的滲透率為0.100～0.500 mD，取平均值為0.300 mD，低滲透地層取高裂縫穿透比，對應半縫長為120～150 m，由此推薦裂縫導流能力為大于360 mD·m。

圖6 無因次生產指數與無因次導流能力關系曲線Fig.6 The relationship between dimensionless production index and dimensionless conductivity

(2)

式中：CfD為無因次裂縫導流能力；Xf為裂縫半長，m；Cf為裂縫導流能力，mD·m。

2.5.2 壓裂液用量及加砂量優化

采用支撐劑指數法[19]，以高導流充填為目標，對壓裂液用量和加砂量進行優化(圖7)。由圖7可知：要保證裂縫平均導流能力大于360 mD·m，壓裂液用量對應區間為500～1 000 m3(圖7a)；由加砂量和壓裂液用量關系曲線(圖7b)可知，對應的加砂量為37～60 m3(1.5 g/cm3低密度陶粒，用量為55 000～90 000 kg)。

圖7 導流能力和加砂量與壓裂液用量關系曲線Fig.7 The relationship between conductivity and sand volume and fracturing fluid consumption

2.5.3 施工排量優選

基于ABAQUS有限元分析平臺，將內聚力單元引入水力壓裂模型中，模擬層間界面的非線性變形破壞特征。當儲層存在弱膠結界面(上下巖鹽層)時，隨著壓裂液的泵注，當施工排量過高時，壓裂縫縫高擴展至層間界面，導致界面損傷區增加，裂縫以沿縫長方向及層間弱界面擴展為主，裂縫易進入鹽層[20-23]。結合水力壓裂分析模型模擬結果(圖8，藍色至紅色顏色由淺至深表示巖石損傷由輕至重，藍色表示損傷為零，紅色表示損傷導致裂縫已形成)可知，當控制單簇壓裂施工排量小于6 m3/min時，裂縫高度充滿但未延伸至層間界面，當排量達到12 m3/min時，裂縫明顯超出層間高度并延伸至層間界面。

圖8 水力壓裂有限元模型模擬結果Fig.8 The simulation results of hydraulic fracturing finite element model

3 現場應用

BYY1HF為水平評價井，完鉆井深為4 580.0 m，垂深為3 358.0 m，水平段長度為1 162.0 m，平均孔隙度為9.20%，平均滲透率為0.200 mD。為需求鹽間頁巖油高效壓裂手段，綜合運用了CO2增能復合壓裂、耐酸壓裂液加砂技術、密切割強加砂壓裂技術和投球暫堵技術。入井總液量為7 943.86 m3，液態CO2用量為1 564.08 m3；水基壓裂液用量為6 379.78 m3，入井總砂量為433.75 m3，平均單段加砂量為86.75 m3。壓裂后6 mm油嘴放噴，自噴階段累計產油量為232.6 m3，壓裂液返排率為40.2%；初期日產油為4.9 m3/d，后期日產油穩定在3.3～3.9 m3/d，穩產期為213 d，階段累計產油1 135.6 m3。A井為BYY1HF井的鄰井，儲層特征相似，采用水基壓裂液高強度連續加砂壓裂技術，入井總液量為11 588 m3，加砂量為821 m3，壓裂后放噴16 d見到工業油流，初期日產油為4.7～4.9 m3/d，后期日產油穩定在1.5～1.7 m3/d，穩產期為131 d，階段產油472.6 m3。生產效果證明，在鹽間頁巖油油藏綜合運用CO2增能復合壓裂、耐酸壓裂液加砂、密切割強加砂壓裂技術和投球暫堵技術，穩產期長，增油效果明顯。