應(yīng)用縫網(wǎng)壓裂技術(shù)提高G區(qū)塊開發(fā)效果

劉 寶

(中國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 163000)

1 地質(zhì)概況

G區(qū)塊位于大慶外圍L油田東北部,采用300 m×300 m反九點井網(wǎng),共有油水井373口,其中采油井276口,注水井97口。區(qū)塊主要開采層位為GⅢ組油層,油藏埋深1 800 m左右,地層溫度77.8 ℃,平均單井射開砂巖厚度13.3 m,平均單井射開有效厚度5.8 m,油層有效孔隙度8.0%～23.4%,平均14.9%(圖1),空氣滲透率0.07×10-3～5.42×10-3μm2,平均0.51×10-3μm2(圖2),綜合評價為中孔、特低滲儲層。

圖2 G區(qū)塊滲透率分布頻率

2 開發(fā)簡況及存在問題

G區(qū)塊1998年投入開發(fā),初期注采開發(fā)效果較好,水井吸水指數(shù)為2.6 m3/(d·MPa)、油井采油強度0.41 t/(d·m)。由于儲層物性差,油水井間無法建立有效連通,區(qū)塊開發(fā)效果逐年變差,油井供液能力逐年下降,投產(chǎn)3年后采油強度降至0.12 t/(d·m)。2002年起,油井先后改為提撈生產(chǎn),目前開井128口,平均采油強度僅0.03 t/(d·m),區(qū)塊累積產(chǎn)油74.31×104t,采出程度8.47%,區(qū)塊采出程度較低(表1)。

表1 G區(qū)塊油井生產(chǎn)情況對比

水井注入難度逐年提高,投注2年后,平均注水壓力由16.7 MPa升高到20.0 MPa以上,日注量逐年下降。2002年起,隨著油井改提撈生產(chǎn),水井大量間注關(guān)井和方案關(guān)井,目前區(qū)塊只有6口注水井開井,注水壓力為21.0 MPa時,平均單井日實注僅為7.7 m3。目前視吸水指數(shù)0.37 m3/(d·MPa),僅為初期水平的14%,由于注入困難,單井注入量低,區(qū)塊地層能量保持較差。

對于特低滲儲層,由于井間難以建立有效連通,常規(guī)水驅(qū)調(diào)整措施效果很差[1-2]。2002年部署加密直井6口,2014年部署加密水平井3口,加密后單井產(chǎn)量低,且累積增油量少。2002年至2012年間共計實施壓裂、酸化等提高單井產(chǎn)能措施15井次,主要表現(xiàn)為:措施有效率較低,有效率僅47%;措施增油少,平均單井日增油小于0.5 t,單井累計增油79.0 t;有效期短,有效期僅3～4個月。截至2019年底,區(qū)塊采出程度8.47%,采油速度0.11%,油井長關(guān)-低產(chǎn)比例94.9%,水井關(guān)井比例為93.8%,區(qū)塊整體處于關(guān)停狀態(tài)。

3 縫網(wǎng)壓裂先導(dǎo)試驗及認(rèn)識

一般認(rèn)為地層最大主應(yīng)力和最小主應(yīng)力越接近,通過施工排量、壓裂液液性的變化,在保證凈壓力的前提下,越容易形成縫網(wǎng)。G區(qū)目的層水平兩向應(yīng)力差為2.6～3.0 MPa,應(yīng)力差較小,可形成縫網(wǎng)體系。2013—2014年開展縫網(wǎng)壓裂先導(dǎo)試驗井5口(圖3):水線方向油井實施2口,單井加支撐劑103 m3,單井加壓裂液3 853 m3;非水線方向油井施工3口,單井加砂92 m3,單井加液3 499 m3。

圖3 縫網(wǎng)試驗井組井位

根據(jù)井下微地震監(jiān)測結(jié)果,壓后形成了縫網(wǎng)條帶,縫長與縫寬比為2.8～3.2,非水線方向縫網(wǎng)壓裂井措施效果較好,平均單井累計增油2 476.3 t,水線方向縫網(wǎng)壓裂井壓后水淹,措施效果較差,平均單井累計增油僅有358 t(表2)。

表2 G區(qū)塊縫網(wǎng)壓裂先導(dǎo)試驗效果統(tǒng)計

先導(dǎo)試驗證實本區(qū)地層形成縫網(wǎng)的可行性,壓后提高了儲層動用程度,但水線方向上的井采用縫網(wǎng)壓裂,易造成油水井連通從而導(dǎo)致水淹,應(yīng)避免采用縫網(wǎng)壓裂工藝或減小壓裂規(guī)模[6-7]。

4 縫網(wǎng)壓裂優(yōu)化及現(xiàn)場應(yīng)用

近年來,致密油開發(fā)相關(guān)理念不斷完善、技術(shù)不斷進(jìn)步,通過地質(zhì)工程一體化考慮、低成本砂液優(yōu)選、加砂加液強度優(yōu)化,探索出一條提效降本的開發(fā)之路。借鑒致密油最新開發(fā)理念及認(rèn)識,選取本區(qū)4口井開展新一輪縫網(wǎng)壓裂提產(chǎn)試驗。

4.1 壓裂縫長優(yōu)化

本區(qū)GⅢ層以席狀砂體為主,砂體發(fā)育連片且規(guī)模較大,G1—G4共4口井位于同一油井排(圖4),最大地應(yīng)力方向與井排方向一致,因此主要考慮井網(wǎng)井距及裂縫長寬比進(jìn)行設(shè)計[3-4]。試驗井組相鄰井距為424 m,按照同排井間留20 m距離進(jìn)行縫長優(yōu)化,設(shè)計壓裂半縫長200 m、帶寬65 m左右,能夠?qū)崿F(xiàn)砂體充分改造。

圖4 試驗井組示意

4.2 壓裂液優(yōu)選

相比常規(guī)壓裂,縫網(wǎng)壓裂用液量一般較大,對控制壓裂材料成本及現(xiàn)場配液帶來一定的壓力。近年來,大慶外圍致密油縫網(wǎng)壓裂開發(fā),一般采用締合壓裂液體系,該體系由滑溜水、清水、締合液組成,其中滑溜水和清水在造縫階段交替使用,滑溜水用于延伸應(yīng)力從而形成復(fù)雜體積縫,清水增大凈壓力控制縫網(wǎng)形態(tài),攜砂階段由締合液攜砂支撐裂縫。與胍膠相比,締合壓裂液具有組分簡單、儲層傷害低、體系溶脹快等優(yōu)點(表3),可即配即用,最高砂比達(dá)到42%,并且綜合成本降低15%。因此,設(shè)計區(qū)塊宜采用適合本區(qū)地層溫度的締合壓裂液[5-8]。

表3 壓裂液綜合性能對比

4.3 支撐劑優(yōu)選

本區(qū)目的層埋深1 800 m左右,預(yù)測閉合壓力為25 MPa,根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5108-2014《水力壓裂和礫石充填作業(yè)用支撐劑性能測試方法》,選用全石英砂支撐,前置液階段加少量70～140目(或100～200目)石英砂支撐前端微縫,攜砂液階段以40～70目石英砂支撐主縫為主、尾追20～40目石英砂,提高縫口支撐效果,在保證開發(fā)效果的同時降低了支撐劑投資[9-10]。

4.4 砂液強度優(yōu)化

近幾年通過調(diào)整液性比例、優(yōu)化規(guī)模等措施,探索不同砂體有效動用下限,形成了適用不同類型砂體縫網(wǎng)壓裂加砂加液強度(表4)。本區(qū)砂體類型為席狀砂,根據(jù)上述辦法設(shè)計本區(qū)加砂強度為16 m3/m,加液強度為550 m3/m。

表4 縫網(wǎng)壓裂加砂加液強度與砂體類型匹配

4.5 實施效果分析

2021年10月開始現(xiàn)場實施(表5),平均單井加砂123 m3、加壓裂液3 466 m3。實施前,四口試驗井因供液嚴(yán)重不足,處于提撈生產(chǎn)狀態(tài);縫網(wǎng)壓裂后,試驗井成功復(fù)產(chǎn),動液面得到有效恢復(fù),已轉(zhuǎn)為抽油機(jī)舉升方式連續(xù)生產(chǎn)。目前已生產(chǎn)201 d,平均單井日產(chǎn)油2.2 t,平均單井累計增油415.0 t。

表5 試驗井壓裂參數(shù)及施工效果統(tǒng)計(2021年施工)

5 結(jié)論

1)對于特低滲儲層,由于井間難以建立有效連通,常規(guī)水驅(qū)調(diào)整措施效果差,供排矛盾突出,會導(dǎo)致區(qū)塊長停,影響區(qū)塊采收率。

2)縫網(wǎng)壓裂能夠大幅提高儲層動用程度,改善區(qū)塊開發(fā)效果,在目標(biāo)井選擇方面應(yīng)避開水線方向上的井。

3)應(yīng)結(jié)合砂體展布、井網(wǎng)井距開展縫網(wǎng)壓裂縫長優(yōu)化和加砂加液強度優(yōu)化,應(yīng)用低成本壓裂液和支撐劑,實現(xiàn)降本增效開發(fā)。

4)G區(qū)塊現(xiàn)場采用縫網(wǎng)壓裂取得較好效果,對于擴(kuò)大應(yīng)用及鄰近低滲區(qū)塊推廣,可借鑒該區(qū)塊縫網(wǎng)壓裂設(shè)計思路。