近年来,致密油储层勘探开发在世界非常规油气领域越来越引人注目,国外已有很多成功的开发案例。在中国剩余可开采的石油资源中,致密油占2/5,且分布广泛,有着巨大的开采潜力[1-3]。大庆油田外围已探明未动用地质储量50%为致密油藏,是当前重要的接替能源。大庆油田自2011年开始致密油开发工作,并借助大型压裂技术进行了储层体积改造[4-7],期间先后经历了直井分层压裂、水平井分段压裂、直井缝网压裂、水平井分段多簇体积压裂等阶段,目前面对的主要矛盾:一是直井常规压裂储层动用规模小,单井产能低;二是采用水平井体积压裂改造单井施工成本高,很难产生经济效益。实现致密油储层的经济有效动用,一直是当前研究的难点和热点。工厂化压裂施工是近年来国内外各大油田针对非常规油气开发广泛采用的做法,是指通过共用一套设备,采用平台井流水线作业,实现油藏低成本高效率开发[8-9]。2018年,大庆油田公司决定在芳198-133区块部署9口水平井,紧紧围绕提产增效这一目标,基于地质工程一体化的开发思路,采用地质导向压前布井、压裂方案整体优化,工厂化协同施工的作业方式,实现了储层改造规模最大化、施工成本最小化,保证了试验区块致密油藏的经济动用。一体化施工模式对大庆油田剩余致密油区块的有效动用具有重要的指导和借鉴意义。
1 油藏地质特征芳198-133区块为大庆油田致密油开发重点示范区,该区块位于松辽盆地北部,主要含油层位为扶一油层组(FⅠ),属于断块—岩性油藏,地质储量为238.51×104t,储层岩性以含泥粉砂岩、细砂岩及岩屑质细砂岩为主。其中,FⅠ7层砂岩厚度为6.7m,平均孔隙度为12.3%,平均空气渗透率为1.26mD,地层原油黏度为5.8mPa·s,试验区内砂体呈条带状发育,具有砂体厚度大、主力层突出、油水关系简单的特点,适合水平井开发。微电阻率扫描成像STAR测井显示,研究区天然裂缝不发育,最大水平主应力方位为NE70°~110°,邻区微地震监测显示人工裂缝走向为NE83°~88°,近似于东西向。储层脆性指数为46%,两向水平主应力差为2.4~3.6MPa,满足体积压裂形成复杂缝网的施工条件。试验区共设计9口水平井,预计可动用地质储量150.5×104t,预测建成产能3.65×104t。
2 压裂方案设计优化试验区致密油储层具有平面非均质性强、孔喉半径小、原油不易流动、天然裂缝不发育、两向水平主应力差小等特点,以往采用直井常规压裂,单井产能差异较大,无法实现预期改造效果。本次施工设计采用水平井多井整体优化模式,明确了以下4个方案优化方向:①以压裂指导钻井,实现水平井方位、井距同压裂工艺的空间匹配,依托于地质导向技术,保证储层有效钻遇率;②开展应力场研究,考虑缝间干扰,优化缝间距,缩短渗流距离[9];③结合砂体分布,设计裂缝参数,实现储层改造体积最大化;④基于地质工程一体化原则,采用密集切割体积压裂技术,优化井组整体改造规模,提高缝控储量,最终实现区块整体动用。
2.1 压前钻井优化一体化施工中任何技术环节都不能孤立进行,应基于试验区地质条件,以实现最佳提产效果为目标[10]。钻井过程中要结合储层精细地质建模,优选预测含油砂岩厚度大于2.0m的甜点区域部署井位,实现有效钻遇率;考虑后期体积压裂完井,必须保证水平井方位、井距、水平段长度的合理性;采用平台式钻井模式,以节约用地,减少地面投资。
2.1.1 水平井方位优化水平井方位的确定综合考虑了砂体发育方向和最大水平主应力方向。为达到最佳开发效果,在设计水平段延伸方位时遵循了以下原则:一是水平段延伸方向应与砂体走向平行;二是水平段延伸方向与最大水平主应力方向(或人工裂缝方向)垂直或大角度斜交;三是在断层夹持的区域水平井方位应适当调整。结合试验区砂体走向为南北向、最大水平主应力方向为近东西向的特点,综合分析确定试验区水平井方位为近南北向。
2.1.2 井距优化试验区与垣平1区块储层发育情况相似,物性相近,垣平1区块8口水平井平均单井压裂9段18簇,加液量为9232m3,加砂量为883m3,监测平均裂缝半长为226m。应用类比法确定试验区水平井控制半径为240m左右,同时保留基质区20m左右,以释放地层弹性能量,提高采收率,设计水平井间距为500m左右,受断层等因素影响,可适当调整。
2.1.3 水平段长度优化建立地质模型,输入试验区各项地质参数,分析产油量与水平段长度的关系来优选水平段长度。根据数值模拟预测,初期日产量与累计采油量初始阶段均随水平段长度增长而增加,后期则趋缓;若要实现初期日产油10t(按照当年油价和投资折算最低日产油量),且10年累计采油量达到1×104t以上,则所需最小水平段长度应为1000~1200m。
2.1.4 地质导向储层钻遇率优化采用旋转地质导向设备,通过标志层确定、入靶点控制、水平段调整3个阶段的控制[11],试验区9口水平井实现全部完钻,实钻水平段平均长度为1172m,平均砂岩段长度为1069m,平均砂岩钻遇率为91.2%,含油砂岩长度为1032m,平均含油砂岩钻遇率为88.1%,取得了较好的钻井效果,为后期储层体积改造奠定了基础。
2.2 裂缝间距优化结合区块储层地质资料,利用地质工程一体化压裂软件建立三维地质模型,依据反映断层的相似性属性平面图和电阻率反演结果平面图叠加形成综合可压模型,通过在自然裂缝模型基础上进行多级压裂模拟,考虑自然裂缝与人工裂缝的相互作用,实现天然裂缝预测建模与人工压裂模拟的一体化。
数值模拟无限大均质模型,设定水平段长度为1100m,模型物性参数按照试验井区实际值取值。利用模型分别模拟了40m、30m、25m、15m、10m裂缝间距下的裂缝波及面积(图 1)。模拟结果显示,裂缝间距15m时裂缝波及面积最大,裂缝间距40m时裂缝波及面积最小。
根据不同裂缝间距模拟后的裂缝波及面积交会图可知,裂缝间距从40m缩小至15m过程中,裂缝波及面积逐渐增大。但在裂缝间距缩小到一定程度(10m)时,由于受到储层岩石压力阴影(应力干扰)影响[12],裂缝不再沿最大水平主应力方向延伸,而是在延伸出一定距离后发生沟通,导致波及面积减小(图 2)。综合以上模拟结果,在保证裂缝波及面积最大的原则下,本次施工优化总体采用15m裂缝间距,并在芳198-平9井进一步试验10m裂缝间距的效果。
基于数值模拟,结合地震属性预测图、构造图,考虑平面砂体发育、邻井及断层距离,优化压裂裂缝半长。裂缝半长的优化分为两步:首先,在属性图上以砂体、邻井及断层距离为约束,落实最大可压边界;其次,利用FracPredictor软件进行应力场模拟,分析计算水平井井底流压波及范围,最终优化的各段裂缝半长为180~300m,平均为230m。
2.3.2 裂缝高度优化根据以往研究经验,若想实现裂缝有效遮挡,必须满足层间应力差大于4MPa或者自然伽马差值大于40API。试验区目的层FⅠ7层层间应力差为1.3~2.1MPa,应力遮挡较弱,不具备应力遮挡条件,但层间自然伽马差值为54.5~62.8API,岩性遮挡条件较好,预测裂缝高度为15m。
2.4 施工排量优化根据邻井停泵压力梯度及地应力解释结果,预测了每口井不同排量下的地面压力,考虑套管强度和设备限压,结合排量与净压力关系,分析认为若想形成复杂缝网,实现体积压裂改造目的,优化后的施工排量应为11.0~13.0m3/min。
2.5 压裂液和支撑剂优化体积压裂施工规模大、时间长,对压裂液携砂性能要求高,试验区地温梯度为4.69℃/100m,油层温度平均为85.1℃,根据以上要求优选了耐90℃高温缔合压裂液。缔合压裂液与常规瓜尔胶压裂液相比具有储层伤害小、单方成本价格低、便于配制的优势,在保证压裂效果的同时,可有效降低施工成本[13]。
滑溜水具有黏度低、穿透性强的特点,在每段主压裂施工前期少量注入,能够有效沟通井筒远端砂体,扩大体积压裂波及范围。根据邻近区块液体强度与波及宽度关系,按照波及宽度与裂缝间距相匹配的原则,优化配置滑溜水规模,设计滑溜水缝高液体强度为13m3/m,单段滑溜水液量为150~200m3。
现场试验证实,采用组合加砂能满足石油长期渗流,石英砂+尾追陶粒方案在确保达到预期裂缝导流能力的同时,能够大幅降低施工成本,每立方米支撑剂可节约成本2400元。根据邻井肇4-2井FⅠ7号层停泵梯度为0.0154MPa/m,推算芳198-133区块靶层闭合压力为28.6MPa,石英砂可以满足抗压要求,为了进一步提高缝口支撑效果,设计每缝尾追20~40目52MPa陶粒3m3。
2.6 一体化施工规模综合优化在地质工程一体化原则指导下,采取井组整体改造的方案,综合考虑井间距、砂体、断层等因素,优化施工规模[14-20]。在布缝时主动避开断层和邻近直井或同层水平井,在接近处合理控制压裂规模。进一步深化储层品质认识,根据水平段储层岩性、电性、含油性,建立分类标准,将水平段储层划分为3类(表 1)。依据储层分类差异,优化布缝位置、裂缝间距及各段压裂规模。通过工厂化交叉压裂,促使水力裂缝在扩展中相互作用,产生更复杂的缝网,实现储层改造体积最大化。
将储层地质参数、工程参数输入至三维地质模型,结合以往致密油体积压裂经验图版,得到了每口井的最优施工规模及预测产能参数(表 2)。
非常规油气藏开发,国内外油田普遍采用工厂化作业的方法[21-23],通过多井组交叉作业、远程供水、连续混配、连续加砂等方式,减少井场占地、缩短施工周期,最终实现难采储量的有效动用。根据工艺特点,使作业流程和压裂流程紧密配合无缝连接,压裂施工以平台为对象,多井共用一个施工井场,共用水源井和蓄水池,共用压裂车组、配液、储砂设备,通过转换流程即可实现多井的不间断作业施工。
3.1 井场布局优化结合现场实际情况,确定井场布局,划分6个功能区,分别为供水区、供配液区、供砂区、压裂区、作业区和生活区(图 3),占地范围长140m、宽60m;井场和道路铺设木制板排,确保车辆通行顺畅;为保证工序无缝衔接,作业区采用2套射孔装置、4套井口操作台,主压裂过程中,邻井同步进行装枪、推塞等工序,保证连续运行,采油厂增加水源井数量,保证日供水6000m3以上。
依托于自动化、集成化和信息化等手段,对6个功能区设备进行全面优化,井场占地面积缩小77%,现场施工人员由45人缩减至26人,降低了施工安全隐患,提高了施工质量和效率。
3.2.1 供水区采用4000m3移动式蓄水池(图 4a),具有冬季保温防冻、水量实时监测功能;研发的远程供水装置,可将供水、配液和缓冲3套系统高度集成,利用恒压变量和液位平衡原理,直连混砂车并同步调整供水速度,实现联动。该装置启动、施工、停止全部过程自动控制,无人操控。
研发了添加剂储运计量装置(图 4b),可将缔合压裂液中两种关键原材料存储于装置内,形成以“混砂车配液”为核心的低成本配液技术。该装置通过汲取混砂车排量的脉冲频率信号,利用恒温储运、智能输送、移动终端APP动态调整等功能,仅需一人操控,即可实现全程连续配液。
3.2.3 供砂区改进连续供砂设备(图 4c),在原有设备功能的基础上,增加了远程无线操控功能。通过设计操作程序,结合视频监控,利用移动终端,仅需一人在车内即可实现供砂速度实时调整,既改善了工人工作环境,又保证了精准连续供砂。
3.2.4 压裂区升级了自动化连续加油装置(图 4d),具有定量加注、16路流量精准计量、防溢保护、残油吹扫等功能,计量精度高达千分之五,可有效消除环境污染和安全事故。
3.2.5 作业区为了避免推塞、挤酸工序时间长影响时效,优化设计了液动分流管汇(图 4e)。作为多井交叉压裂提效的核心设施,在进行单井压裂施工的同时,该管汇可实现邻井同步推塞作业,流程间互不干扰,实现了多井拉链式连续作业,大幅度提高了压裂施工效率。
与此同时,还打造了以信息化、数字化为手段的大型压裂管控模式,将物联网和云计算技术应用到生产流程中,实现远、近端视频互联,高效决策;关键数据采集实时汇入,信息高度融合及分享;4G网络或短频波远程操作,规避人员安全风险;视频监控预警、气体数据动态监测等,有效识别安全环保隐患点源。大型压裂信息化、数字化的应用,全面提升了工厂化作业管控水平,形成了一套具有大庆特色的工厂化压裂施工标准。
4 现场应用效果评价 4.1 储层改造规模评价芳198-133区块采用地质工程一体化压裂,共施工9口井,总用液量为121456m3,总砂量为16339m3,平均单井用液量13495m3,平均单井砂量为1815m3,除了芳198-平3井、芳198-平5井因套漏原因中途终止施工外,其余井均完成设计施工规模。采用Meyer软件对每段施工曲线进行反演,通过现场微地震监测对反演结果进行校正[24],计算得出9口井压后储层改造体积,本次一体化施工总改造体积达69.09×106m3(表 3),实现了预期的改造规模,证明10~15m小间距密集切割体积压裂适用于致密油储层增产改造。
目前先期施工的5口井已全部转抽投产,生产76~158天,后期施工4口井正处于放喷返排阶段,其中芳198-平7井放喷单日最高产油量达61.4m3。截至2019年2月18日,芳198-133区块9口井累计产油1.55×104m3,单井平均日产油38.1m3,是同区块相同层位直井措施产量的14倍。
采用工厂化施工模式,平台交叉压裂、流水线作业,芳198-133区块压裂9口井154段纯压裂时间仅32天,每天平均压裂5.5段,同比独立井(2.5段/d)提效54.5%。单套车组18小时最多压裂9段、推塞7个,施工能力提高80%,提效能力达到国际化水平。
通过实施地质工程一体化增产改造措施,在提高产能和时效的同时,大幅度降低了综合施工费用。据采油厂测算,相比以往单井压裂,致密油体积压裂一体化施工产能建设综合成本可降低36%,在当前油价下,实现了致密油储层的经济有效动用。
5 结论在致密油区块储层地质条件限制下,通过采用水平井整体开发方案,解决了以往直井常规压裂缝控储量小、产能差异大的难题,实现了致密油储层整体改造。
10~15m裂缝间距密集切割体积压裂能够按照设计执行,压后产能达到了预期效果,证明了密集切割体积压裂适用于致密油储层增产改造。
采用工厂化施工模式,平台井协同穿插施工,减少了工序衔接等停时间,实现了致密油储层的经济有效动用,形成了具有大庆特色的工厂化压裂施工标准,对于今后推动大庆油田及其他油田致密油储层的经济开发具有重要的借鉴意义。
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