近年来,随着页岩气和致密油等非常规油气领域改造技术和理念的进步,体积压裂技术开始成为致密储层的主流改造技术。自2007年以来,北美地区大规模应用水平井分段压裂技术,标志着体积压裂技术理念开始推广。中国体积压裂技术起步较晚,2006年针对水平井分段改造进行攻关,直至2010年才初步建立了体积压裂技术体系[1]。目前该技术已逐渐被国内学者关注和研究,并逐步被应用于国内页岩油气和超低渗透油田的开发中[2-10]。
凌云等[11]介绍了苏里格致密气田在“十二五”期间的压裂改造关键技术攻关及新进展,认为下一步气田压裂技术主要开展水平井体积压裂、工厂化压裂作业、老井重复改造三大技术系列的攻关。李月丽等[12]初步论证了大牛地气田体积压裂的可行性,并提出了大牛地气田体积压裂实施控制技术——裸眼水平井段内多缝体积压裂技术,该技术现场应用两口井后取得了明显的改造效果。穆海林等[1]对于内蒙古锡盟东乌的巴90井体积压裂改造情况进行了分析,结合巴90井施工工艺与体积压裂理念,论证了体积压裂技术在致密砂岩储层改造中的可行性。许亮等[13]通过对比国外成功的体积压裂改造案例,初步确定延长油田体积压裂改造技术选区的储层地质参数和判定标准,将体积压裂改造后的产量指标与相同条件的邻井比较,结果表明体积压裂改造技术可以适用于延长特低渗透油藏。郭鹏等[14]基于鄂尔多斯盆地储层特征,模拟分析了诱导裂纹、天然裂缝对体积压裂中裂缝扩展的影响,通过对比区块内体积压裂井、普通压裂井和未压裂井的实施效果,体现出体积压裂在致密砂岩气藏开发中的明显优势。
针对致密油储层特点,胜利油田从2008年起开始了致密油储层的水平井多级分段压裂技术攻关研究,逐步形成了相应的致密油压裂开发技术体系。针对砂砾岩、滩坝砂储层纵向跨度大(200~600m)的储层特点,优化采用多层楼水平井和直斜井多级分段压裂相结合的开发方式,主要采用水平井套管固井泵送桥塞分段压裂工艺和连续油管拖动封隔器分段压裂工艺[15],以及直斜井多级分段压裂,通过平面上和纵向上的分段改造提高改造体积。针对致密油储层压裂递减快的问题,在压裂工艺方面,针对物性相对较好的储层,以提高裂缝有效缝长和导流能力为主,攻关研究了高导流通道压裂技术;针对物性较差的储层,以提高改造体积、形成复杂缝网为主,攻关研究了组合缝网压裂技术,在保证裂缝改造体积的同时,提高主裂缝导流能力。现场实施方面,全面推广了井工厂实施模式,并配套了对水源水质要求低、可以连续在线混配施工的乳液缔合型压裂液体系和低浓度速溶瓜尔胶压裂液体系。通过技术的集成应用,有效提高了致密油储层的开发效果和经济效益。
1 致密油储层体积压裂技术 1.1 致密油储层体积压裂技术原理吴奇等[16-18]通过对美国页岩气体积压裂技术的多年研究,系统阐述了体积压裂技术的基本原理,通过辨析体积压裂技术与传统压裂技术的理论区别,其认为体积压裂能改善致密储层的原因主要来自两方面:复杂缝网的形成与全方位提高储层渗透率。
一方面,体积压裂技术的裂缝不再是单一的张开型裂缝,而是包含剪切、滑移等复杂力学行为的缝网。传统压裂理论模式中的压裂裂缝为双翼对称裂缝,往往以一条主裂缝为主导来实现改善储层的渗流能力。而体积压裂裂缝通过应用分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体材料及技术,实现对天然裂缝、岩石层理的沟通,在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝,在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝,最终形成包含剪切、滑移、错断等力学行为的复杂缝网。
另一方面,体积改造技术“突破”了传统压裂裂缝渗流理论模式,大幅度降低了基质中流体实现有效渗流的驱动压力,大大缩短了基质中流体渗流到裂缝中的距离。传统压裂技术只以单一主裂缝作为改善储层导流能力的通道,垂直于主裂缝方向的渗透率仍未得到改善。体积压裂技术则通过产生复杂缝网,使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大,缩短油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离,极大地提高储层整体渗透率,实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造。胜利油田采用砂砾岩储层组合缝网体积压裂技术、直斜井多级分段压裂技术,开展体积压裂实施,并最终建立了一套砂砾岩地质工程一体化的井工厂优化模式。
1.2 致密油组合缝网体积压裂技术胜利油田砂砾岩致密油储量占到致密油总储量的30%左右,油藏平均中深在3500m左右,储层纵向跨度大(平均318m),油层分散,主力层不突出,平面变化快,空气渗透率在0.6~1.6mD,极限渗流半径小,压后递减快,单井产油效果差。为了提高开发效果,研究了组合缝网压裂技术,在提高裂缝导流能力的同时,大幅度提高改造体积。对于平面展布相对稳定、纵向跨度不是特别大的砂砾岩储层,采用多层水平井多级分段压裂开发,主要采用水平井泵送桥塞分段压裂工艺;对于平面展布不稳定、纵向跨度大的储层主要采用直斜井多级分段压裂开发,采用可溶桥塞分段压裂工艺。通过平面上和纵向上改造体积的提高,提高储量动用程度和单井产能。同时在实施上通过井工厂模式施工,提高开发效益。
致密油储层压裂就是要解决产能问题,制约致密油储层压后产能除了地层条件外,主要是压裂裂缝的波及体积和导流能力,而裂缝波及体积及其导流能力只有与地层渗流能力合理匹配才能发挥最大作用,国外通过体积压裂等技术大幅度提高了裂缝波及体积,从而提高了产能[19],但由于大多采用滑溜水低砂比加砂,因此存在着裂缝导流能力偏低的问题。致密油储层压裂产能与裂缝控制的泄油体积正相关[19-21],对于致密及特低渗透储层在极限泄油半径受限的情况下,研究形成组合缝网压裂技术,通过由单一“主裂缝”或“分支缝”变为“高导流主裂缝+分支裂缝”的复杂缝网,增大泄油体积,提高裂缝导流能力,从而提高单井产能(图 1)。
影响复杂缝网形成的地质因素主要有岩石脆性、水平应力差、天然裂缝发育情况等,工艺因素有缝内净压力、压裂液黏度,当缝内净压力大于水平应力差且压裂液黏度较低时易产生复杂分支裂缝(图 2、图 3)。
考虑油藏岩石脆性、水平应力差、天然裂缝发育情况等因素及影响权重,形成了储层可压指数计算方法和基于可压性的压裂液体系选择标准(表 1)。
可压指数计算方法:
$ FI=\sum\limits_{i=1}^{n}{{{S}_{i}}{{W}_{i}}+c}\ \ \left( i=1, 2, \ldots , n \right) $ | (1) |
式中FI——可压指数;
Si——储层参数;
Wi——权重系数;
c——校正系数。
针对不同储层参数的权重系数如表 2所示。
胜利油田致密油储层可压指数大多分布在0.3~0.6,适合采用滑溜水/线性胶+交联液的压裂方式,但是水平应力差差异大(为6~15MPa),依据复杂缝网形成条件(缝内净压力大于水平应力差),结合施工排量、压裂液滤失对净压力的影响,初步确立以水平应力差10MPa为界限,确定压裂工艺:当水平应力差小于10MPa时,采用大排量(8~12m3/min)、线性胶等低黏度压裂液与交联液多级交替压裂,提高裂缝复杂程度;水平应力差大于10MPa时,在大排量、低黏度压裂液的基础上,采用缝内暂堵压裂工艺,实现复杂缝网。
H102井可压指数为0.58,采用组合缝网压裂工艺后50天累计产油1000t,快速收回了压裂成本,800天累计产油1×104t以上。图 4为H102井不同压裂时间段微地震监测结果,从裂缝玫瑰图(上图)和事件点分布图(下图)来看,线性胶阶段裂缝较为复杂,交联液阶段为单一主缝,达到了形成组合缝网的目的。
胜利油田砂砾岩、滩坝砂储层纵向油层多、跨度大(200~600m),主力层不突出,大多数单层丰度低、厚度薄、平面变化快,水平井开发钻遇率低,单层开发无经济效益。针对这类储层配套了直斜井多级分段压裂技术,通过提高纵向上储量动用率来提高单井产能。
近年来依靠直斜井多级分段压裂技术成功动用了Y104、L567、Y22等区块,分段数为3~8段。从Y104区块不同压裂方式压后产能对比看(图 5),该区块多级分段压裂产能达到单段压裂产能的2~3倍,提高了经济效益。
针对井工厂压裂规模大,需要实施连续混配,以及清水资源少的问题,通过刚性单体和两性基团共聚,引入双尾基长链单体提高交联体积[22-23],形成可与地表水、热污水实时混配的乳液缔合型压裂液,在浓度降低20%条件下仍具有良好的交联稳定性和低伤害性,成本比常规瓜尔胶体系降低10%以上。在Y227、B37井工厂分别采用河水和湖水直接实时混配施工,大大缩短了备水、配液等环节的时间,有效提高了井工厂施工效率。
2.2 速溶型低浓度瓜尔胶压裂液体系针对瓜尔胶压裂液体系配液溶胀时间长、粉比高、残渣高的问题,通过对常规瓜尔胶改性降低临界交叠浓度,研制能够增加交联点的大分子遥爪结构的有机锆交联剂,研发了可以连续在线混配施工的低浓度瓜尔胶压裂液体系,在Y222、L567等5个井工厂成功应用。与常规瓜尔胶压裂液相比,低浓度瓜尔胶压裂液体系在浓度降低30.8%~44.4%的情况下,抗剪切性能大幅提升,残渣降低47.2%,岩心伤害降低20%~40%,综合成本降低10%~20%[24]。
2.3 裂缝监测技术微地震裂缝监测技术是认识裂缝形态、提高压裂工艺水平的一项关键技术,井下微地震由于需要邻井监测,可行性及经济性上受到了很大制约。针对这一问题,采用地面多阵列宽频微地震实时监测台站,集成应用四维微地震处理解释技术、矩张量反演解释技术[25-27],实现了压裂裂缝形态和破裂状态以及裂缝延伸方向及连通性的定量描述(图 6)。通过该技术能够识别出每个时间点的破裂机制和方向,分析各个事件点的相关性,从而得到不同方向上的裂缝连通性,并进一步研究压裂参数对裂缝扩展的影响。现场累计应用46井次155段,与常规监测技术比,频宽提升66%,动态范围增大7.8dB,信噪比提升3倍,监测深度提升至4500m。通过裂缝监测技术的应用,有效指导了工艺的实施和优化。
通过技术集成,改变以往从油藏到地质再到工艺的“接力棒”运行模式,形成了围绕压裂提高产能的地质工程一体化的井工厂优化和实施模式(图 7),大幅降低地面、钻井、压裂车组、材料等费用,提高压裂开发的经济性。
Y227区块致密砂砾岩油藏位于东营凹陷北部陡坡带东段,含油层段为古近系沙河街组四段4~5油层组,油层埋深为3170~3950m,油层纵向跨度达200~300m,温度为155℃,含油面积为1.5km2,地质储量为302×104t。储层孔隙度为6.1%,空气渗透率为1.6mD,地层原油黏度为1.46mPa·s,压力系数为1.01,属低孔、特低渗透、常温、常压、岩性油藏。2009年投入开发,采用直斜井压裂投产,试采3口井,平均单井日产液3m3,日产油1.2t,油井产能低,储量动用低,常规开发技术效益差。
后期设计采用水平井多级分段压裂开发,采用地质工程一体化的井工厂优化模式,以储量控制最大化为目标,根据储层纵向分布、隔层发育情况以及压裂裂缝的纵向延伸情况,设计3层水平井共10口井(图 8),纵向井距为70~80m,各层井轨迹平面投影错开,压裂裂缝交错布置,实现储量控制最大化;依据油藏极限泄流半径、压裂施工能力确定平面上井距为220~430m;根据砂砾岩发育情况设计水平段长度为790~1090m。在井台布局上采用“品”字形井台,便于钻井、压裂集中实施。压裂施工中同层邻井裂缝“拉链”式设计,降低裂缝沟通风险,最大程度控制储量,并根据扇根、扇中、扇端储层差异分靶点、分区优化裂缝。最终实现井网和缝网三维立体组合优化,共优化设计压裂86段,裂缝半长为70~260m,单缝控制地质储量增加0.2×104t,86条裂缝共增加控制地质储量17.2×104t。图 9为裂缝设计及裂缝监测结果,显示裂缝达到了设计要求,区块日产油达到100t以上,取得了良好的改造效果,已累计增油9.65×104t。
累计实施Y227、L567等8个井工厂整体压裂,在实现高效开发的前提下累计节约投资4.3亿元[28]。
4 结论基于地质工程一体化的致密油优化模式和井工厂实施模式,实现了胜利油田部分致密油储层经济有效动用,是提高致密油储层开发经济效益的关键。
致密油储层渗透率低,有效泄油半径小,增产的关键是扩大改造体积,通过裂缝网络沟通更大的储集空间,因此地质工程必须统一起来,围绕地质、工程甜点,依靠工艺技术实现设计目标,才能最大限度释放致密油储层的产能。
井工厂实施模式和低成本压裂材料,能够大幅度降低致密油储层压裂成本,是致密油效益开发的关键措施。
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