大慶油田致密油水平井體積改造技術(shù)發(fā)展與建議

劉小明

(中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司井下作業(yè)分公司,黑龍江大慶 163453)

大慶油田致密油儲(chǔ)層主要為松遼盆地泉頭組三段、四段源下扶余油層,發(fā)育大型河流-淺水三角洲沉積體系,主要儲(chǔ)集砂體類(lèi)型為曲流河、網(wǎng)狀河及分流河道等[1]。受多物源沉積控制,具有類(lèi)型多樣、錯(cuò)疊連片的特點(diǎn),甜點(diǎn)局部富集?？v向上多層疊置分布,厚度150.0～300.0 m,平均單井發(fā)育3～13層,砂巖厚度4.0～55.0 m,平均30.0 m;地層中至多可見(jiàn)兩期主力河道,單層砂體厚度1.2～4.2 m。橫向上砂體非連續(xù)展布,砂體寬度主要為150.0～500.0 m,僅局部可見(jiàn)大于800.0 m河道砂體。儲(chǔ)層天然裂縫不發(fā)育,大慶長(zhǎng)垣外圍巖心觀察裂縫線密度均不到0.1條/m,儲(chǔ)層孔隙度小于12%,滲透率小于1.0×10-3μm2,喉道半徑主要為0.05～1.00 μm,其中亞微米級(jí)(0.1 μm)以上孔隙占51%～69%,兩向水平應(yīng)力差2.5～4.5 MPa,脆性指數(shù)43%～51%。

1 概述

致密油儲(chǔ)層滲透率基本處于微達(dá)西、納達(dá)西級(jí)別,不改造一般無(wú)自然的工業(yè)油流。壓裂相當(dāng)于通過(guò)人為方式在儲(chǔ)層中修建一條“高速公路”,使其成為油氣流動(dòng)的通道,改變?cè)嫉臐B流場(chǎng),從而提高采出程度及產(chǎn)量。隨著裂縫監(jiān)測(cè)等設(shè)備升級(jí),對(duì)于壓裂有了新的認(rèn)識(shí),壓裂理念得到不斷突破,壓裂技術(shù)也隨之迭代更新。水平井“體積壓裂2.0”技術(shù)是目前主流的非常規(guī)儲(chǔ)層改造手段,其本質(zhì)是通過(guò)長(zhǎng)水平段完井、分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體,以及轉(zhuǎn)向材料與技術(shù)等的應(yīng)用,實(shí)現(xiàn)對(duì)天然裂縫、巖石層理等弱面的溝通,以及在主裂縫的側(cè)向強(qiáng)制形成次生裂縫,并在次生裂縫上繼續(xù)分枝形成二級(jí)次生裂縫(圖1),以此類(lèi)推[2]。

圖1 裂縫網(wǎng)絡(luò)示意圖

美國(guó)通過(guò)非常規(guī)技術(shù)革命,成功開(kāi)發(fā)了非常規(guī)油氣資源,大幅度降低了對(duì)外依存度,從原先的油氣進(jìn)口國(guó)一躍成為凈出口國(guó),改變了全球能源格局。大慶油田致密油分布廣泛,2011年以來(lái),大慶油田創(chuàng)建了“預(yù)探先行、探索技術(shù)、提產(chǎn)上儲(chǔ)、評(píng)價(jià)跟進(jìn)、建設(shè)試驗(yàn)區(qū)”的勘探開(kāi)發(fā)一體化工作模式,逐步形成了針對(duì)單砂體“甜點(diǎn)”目標(biāo)識(shí)別的地震預(yù)測(cè)、水平井大規(guī)模儲(chǔ)層改造等八大工程技術(shù)系列,加快了致密油增儲(chǔ)建產(chǎn)的步伐[3]。

2 水平井體積改造技術(shù)進(jìn)展

大慶油田自2011年開(kāi)始致密油開(kāi)發(fā)工作以來(lái),水平井體積改造先后經(jīng)歷了“探索試驗(yàn)、體積壓裂1.0、體積壓裂2.0”三個(gè)階段。探索試驗(yàn)階段(2011―2013年):實(shí)現(xiàn)水平井分段壓裂技術(shù)從無(wú)到有的突破,簇間距較大,一般60.0～100.0 m,兩簇之間仍有大量?jī)?chǔ)層未被改造,剩余油廣泛分布,同時(shí)改造規(guī)模小,地層能量補(bǔ)充不足,產(chǎn)量遞減快,技術(shù)有待進(jìn)一步突破;“體積壓裂1.0”階段(2014―2019年):加強(qiáng)地質(zhì)認(rèn)識(shí)同時(shí)借鑒北美做法,簇間距逐漸縮小至30.0 m、20.0 m,改造強(qiáng)度也有所增加,儲(chǔ)層動(dòng)用程度得到提高,但裂縫監(jiān)測(cè)表明兩簇之間仍留有空白,技術(shù)還有提升空間;“體積壓裂2.0”階段(2020年至今):改造理念從井控儲(chǔ)量向縫控儲(chǔ)量轉(zhuǎn)變,理念突破帶來(lái)技術(shù)革新,簇間距進(jìn)一步縮小,整體5.0～15.0 m,形成與儲(chǔ)層匹配的裂縫和能量補(bǔ)充系統(tǒng),實(shí)現(xiàn)初次壓裂后裂縫對(duì)周?chē)鷧^(qū)域的儲(chǔ)量動(dòng)用和原油的最大產(chǎn)出量,保證縫間剩余油氣最小化[4],技術(shù)趨于成熟,有力保障了致密油開(kāi)發(fā)建設(shè)。

3 “體積壓裂2.0”技術(shù)

致密油儲(chǔ)層致密,對(duì)其壓裂改造無(wú)需追求過(guò)高的導(dǎo)流能力,但需要較復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)。常規(guī)壓裂排量小、規(guī)模小,多形成對(duì)稱的單一主縫,與非常規(guī)儲(chǔ)層的改造需求不匹配[5]。“體積壓裂2.0”技術(shù)采用小簇間距,借助大排量、大液量充分“打碎”儲(chǔ)層,使得裂縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)達(dá),裂縫與油層接觸面積最大,同時(shí)流體從各個(gè)方位向裂縫流動(dòng)阻力最小,滲流距離最短,啟動(dòng)壓力最小,從而使致密油得到規(guī)模動(dòng)用。

3.1 小簇間距是實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量突破核心

簇間距即縫間距,縫間距很大程度上決定了油氣井的產(chǎn)量。Mayerhofer MJ等研究表明,縫間距對(duì)采收率影響很大,間距越小,采收率越高[6]。縫間距優(yōu)化是壓裂方案設(shè)計(jì)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。目前北美非常規(guī)儲(chǔ)層水平井分段壓裂改造簇間距從20.0～30.0 m縮小到5.0～10.0 m[7],甚至更短。根據(jù)達(dá)西滲流公式:

(1)

式中:q為流量,cm3/s;k為比例系數(shù),無(wú)量綱;A為端部面積,cm2;△P為壓力差,MPa;μ為流體黏度,cp;L為試件長(zhǎng)度,cm。

簇間距越小,啟動(dòng)壓力越小,油氣滲流距離越短,原油產(chǎn)量越高?！绑w積壓裂2.0”技術(shù)基于“縫控儲(chǔ)量”的改造理念,以密集切割為主要技術(shù)特征,加大裂縫布縫密度,重構(gòu)滲流場(chǎng),將人工裂縫的長(zhǎng)度、間距、高度等參數(shù),充分與儲(chǔ)層的物性、應(yīng)力、井控儲(chǔ)量等結(jié)合,并進(jìn)行優(yōu)化[8]。在小簇間距條件下,簇間形成網(wǎng)絡(luò)裂縫已不是必要條件,兩條裂縫切割的基質(zhì)中油氣與裂縫間滲流距離僅為數(shù)米;對(duì)于微達(dá)西級(jí)、納達(dá)西級(jí)滲透率儲(chǔ)層,基質(zhì)中的流體流動(dòng)至裂縫所需的驅(qū)動(dòng)壓差已極大減小,基質(zhì)中的油氣動(dòng)用基本無(wú)阻礙[7]。大慶油田根據(jù)致密油Ⅰ類(lèi)、Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層性質(zhì)(表1),自主研發(fā)水平井“體積壓裂2.0”技術(shù),通過(guò)物理模擬、數(shù)值模擬同時(shí)開(kāi)展多輪次現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),考慮投入產(chǎn)出比,最終確定差異化布縫原則,致密油Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層簇間距5.0～10.0 m,Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層簇間距10.0～15.0 m。選擇射孔點(diǎn)時(shí),“低伽馬、高脆性、高含油”為最佳位置,同時(shí)避開(kāi)套管接箍,最后優(yōu)化裂縫幾何參數(shù),實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層全動(dòng)用。

表1 致密油儲(chǔ)層分類(lèi)

3.2 段內(nèi)多簇+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向是提效關(guān)鍵

縮小簇間距必然導(dǎo)致段內(nèi)多簇,使得單段簇?cái)?shù)由2～3簇增加至5～9簇,施工時(shí)效得到有效提升,2020年施工時(shí)效較上年提高約30%,但如何保證各簇起裂并均勻延伸是制約“體積壓裂2.0”技術(shù)的關(guān)鍵。限流射孔與暫堵工藝結(jié)合可在最大程度上確保所有簇均勻改造(圖2)。由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性,各簇的破裂壓力不同[9]。限流射孔壓裂就是通過(guò)嚴(yán)格限制各簇炮眼數(shù)量和采用等孔徑射孔(避免起裂時(shí)因孔徑不一致導(dǎo)致孔眼進(jìn)液不均勻),同時(shí)快速提高排量而且大排量注入壓裂液,利用壓裂液流經(jīng)孔眼時(shí)產(chǎn)生的炮眼節(jié)流摩阻,在井底憋起高壓使得壓裂液分流,繼而壓開(kāi)破裂壓力接近的簇。在排量恒定的情況下,孔眼節(jié)流摩阻主要與孔眼數(shù)量、孔徑密切相關(guān)。加砂階段,孔眼受到攜砂液沖蝕,會(huì)導(dǎo)致孔徑增加,限流失效,因此限流射孔只能解決裂縫起裂和延伸初期均勻擴(kuò)展問(wèn)題,加砂后,限流對(duì)裂縫均勻延伸的控制能力大大減弱,需配合暫堵工藝對(duì)孔眼或縫口進(jìn)行封堵,促使改造流體在已開(kāi)啟射孔簇重新分配,實(shí)現(xiàn)射孔簇均勻改造的目的[10]。源X井微地震監(jiān)測(cè)表明,暫堵前壓裂段趾端裂縫先起裂,趾端裂縫延展方向NE123°,暫堵后壓裂段中段裂縫開(kāi)始延展,延展方向NE115°,暫堵效果明顯。

圖2 暫堵前(a)后(b)對(duì)比

3.3 全石英砂組合+一體化滑溜水是降本利器

大慶油田扶余油層埋深1 600.0～2 000.0 m,地層閉合壓力約32 MPa。進(jìn)入“體積壓裂2.0”時(shí)代,大慶油田水平井單井平均壓裂液規(guī)模約2.0×104m3,如此大的液體規(guī)模必然導(dǎo)致地層壓力增加,作用在支撐劑上的有效應(yīng)力降低(圖3),同時(shí)縮短簇間距使單條裂縫對(duì)導(dǎo)流能力的需求降低,將簇間距縮小一半(20 m→10 m)所需導(dǎo)流能力下降40%(圖4),以上兩方面因素為石英砂替代陶粒創(chuàng)造了條件,既降低了成本又能滿足工程需求。在粒徑組合上,采用“小粒徑降濾+中粒徑支撐+大粒徑封口”的方式,可達(dá)到全尺度裂縫的支撐。扶余地層溫度約85 ℃,體積壓裂施工時(shí)間長(zhǎng),因此壓裂液選取具有耐高溫、抗剪切、殘?jiān)俚忍匦缘囊惑w化滑溜水[11]。一體化滑溜水可通過(guò)調(diào)節(jié)添加劑比例進(jìn)而改變壓裂液黏度。前置液階段利用低比例滑溜水黏度低的特性,能夠較好溝通天然裂縫形成復(fù)雜裂縫;加砂階段實(shí)時(shí)調(diào)整添加劑比例,使得滑溜水能夠滿足不同砂比(最高40%)階段所需壓裂液的黏度,與胍膠壓裂液相比,成本低而且現(xiàn)場(chǎng)配制簡(jiǎn)單(圖5)。

圖3 有效應(yīng)力對(duì)比

圖4 所需導(dǎo)流能力對(duì)比

圖5 一體化滑溜水配制流程

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2020年以來(lái)大慶油田共施工水平井124口,平均初期產(chǎn)量15 t/d。A井、B井是大慶油田第X采油廠某區(qū)塊兩口水平井,儲(chǔ)層均為低孔特低滲致密油層(表2),分別于2022年3月、5月采用“體積壓裂2.0”技術(shù)完成壓裂,從施工曲線看(圖6、7),施工難度不大,且施工壓力暫堵后高于暫堵前。A井共24段138簇,段內(nèi)以6簇為主,平均簇間距11.6 m,施工排量12～14 m3/min,注入一體化滑溜水33 910 m3,加入石英砂3 015 m3(70～140目石英砂1 507 m3,40～70目石英砂1 508 m3),暫堵22次;B井共20段127簇,段內(nèi)以5～7簇為主,平均簇間距8.4 m,施工排量14 m3/min,注入一體化滑溜水33 699 m3,加入石英砂3 185 m3(70～140目石英砂331 m3,40～70目石英砂683 m3,20～40目石英砂2 171 m3),暫堵18次。由圖8可知,壓后20 d日產(chǎn)油分別為25.6,22.3 t,取得了良好效果。在技術(shù)應(yīng)用過(guò)程中,也取得了一些突破,對(duì)于儲(chǔ)層鉆遇不好的層,上下存在油層,為了提高水平井筒的最大利用率,需要進(jìn)行穿層壓裂,使得“體積壓裂2.0”技術(shù)具有更強(qiáng)的適應(yīng)性(如龍X井進(jìn)行了一縫穿多層壓裂,芳X井成功壓泥找砂);同時(shí)也存在一些不足(如源Y井微地震監(jiān)測(cè),監(jiān)測(cè)裂縫縫長(zhǎng)121.0～266.0 m,設(shè)計(jì)縫長(zhǎng)560.0～700.0 m,未能達(dá)到設(shè)計(jì)縫長(zhǎng),表3),需要進(jìn)一步完善工藝。

表2 A井、B井地質(zhì)特征基礎(chǔ)參數(shù)

表3 裂縫監(jiān)測(cè)對(duì)比

圖6 A井施工曲線

圖7 B井施工曲線

圖8 日產(chǎn)油-時(shí)間關(guān)系

5 結(jié)論與建議

1)以“段內(nèi)多簇+小簇間距+限流射孔+暫堵轉(zhuǎn)向+全石英砂組合+一體化滑溜水”為核心的水平井“體積壓裂2.0”技術(shù)有力地推動(dòng)了大慶油田致密油的產(chǎn)能建設(shè),成為致密油儲(chǔ)層改造的關(guān)鍵技術(shù);同時(shí)運(yùn)用過(guò)程中也實(shí)現(xiàn)了一縫穿多層及壓泥找砂的穿層功能,使該技術(shù)具有更強(qiáng)的適用性。

2)強(qiáng)化基礎(chǔ)研究,深化地質(zhì)認(rèn)識(shí)。從源頭發(fā)力,開(kāi)展針對(duì)性地震預(yù)測(cè)技術(shù)攻關(guān),精準(zhǔn)識(shí)別地質(zhì)“甜點(diǎn)”,將其與工程“甜點(diǎn)”相結(jié)合,合理分段,一段一策,實(shí)現(xiàn)地質(zhì)-工程一體化,可提高“體積壓裂 2.0”技術(shù)的科學(xué)性,實(shí)現(xiàn)大平臺(tái)叢式井多層系立體式開(kāi)發(fā),推進(jìn)致密油開(kāi)發(fā)邁向新高度。

3)做好物模和數(shù)模,加強(qiáng)支撐劑鋪置規(guī)律研究。現(xiàn)場(chǎng)微地震裂縫監(jiān)測(cè)表明,人工裂縫的長(zhǎng)度遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)裂縫長(zhǎng)度,通過(guò)壓裂井周?chē)⌒暮烷L(zhǎng)期觀測(cè)壓裂前后的壓力變化,認(rèn)為支撐劑在井筒30～50 m范圍內(nèi),如何讓支撐劑走的更遠(yuǎn)、裂縫更長(zhǎng),實(shí)現(xiàn)控近擴(kuò)遠(yuǎn)是當(dāng)前急需解決的問(wèn)題。

4)研發(fā)新裝備、新材料,實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效。水平井體積壓裂動(dòng)輒千方砂、萬(wàn)方液,是高成本工程,當(dāng)前油價(jià)在比較高的價(jià)位,壓裂的收益較為可觀,但應(yīng)具有危機(jī)意識(shí),利用當(dāng)前的良好環(huán)境,加大新裝備(如電驅(qū)壓裂撬、柔性壓裂管匯)、新材料(如新型壓裂液)研發(fā)力度,力爭(zhēng)以較少的投入換來(lái)較高的回報(bào),實(shí)現(xiàn)利益最大化。