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  中国石油勘探  2019, Vol. 24 Issue (2): 250-259  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2019.02.014
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引用本文 

李建民, 吴宝成, 赵海燕, 承宁, 黄佳玲. 玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术适应性分析[J]. 中国石油勘探, 2019, 24(2): 250-259. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.02.014.
Li Jianmin, Wu Baocheng, Zhao Haiyan, Cheng Ning, Huang Jialing. Adaptability of horizontal well volume fracturing to tight conglomerate reservoirs in Mahu oilfield[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(2): 250-259. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2019.02.014.

基金项目

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2017ZX05070)

第一作者简介

李建民(1983-), 男, 山东商河人, 硕士, 2011年毕业于西南石油大学, 工程师, 现主要从事非常规油藏改造及地质工程一体化研究工作。地址:新疆克拉玛依市胜利路87号中国石油新疆油田公司工程技术研究院, 邮政编码:834000。E-mail:zy-ljm@petrochina.com.cn

文章历史

收稿日期:2018-09-21
修改日期:2019-02-20
玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术适应性分析
李建民1, 吴宝成1, 赵海燕1, 承宁1, 黄佳玲2     
1. 中国石油新疆油田公司工程技术研究院;
2. 中国石油大学(北京)
摘要: 细分切割体积压裂技术已在玛湖11个致密砾岩油藏应用118井次,验证了工艺的针对性和可操作性,压裂工程参数指标不断取得突破,水平井生产效果显著提升,但合理压裂工程参数与最优生产效果间的匹配关系仍不确定。为了优选合理的工程技术参数范围以指导后续水平井压裂设计,也为了提高致密砾岩油藏开发综合效益,开展体积压裂技术适应性研究。通过数据统计和趋势预测等分析手段,将水平井压后产量、压力等生产数据与体积压裂方式、完井压裂工艺、裂缝参数、压裂规模、压裂材料选型等压裂工程参数相对应开展分析。研究表明,针对物性较差的常压油藏,合理的压裂裂缝间距为25~35m,合理改造规模为加砂强度1.2~1.5m3/m、砂液比(1:17)~(1:20);针对物性较好的异常高压油藏,合理的压裂裂缝间距为40m左右,合理改造规模为加砂强度1.0~1.2m3/m、砂液比(1:15)~(1:17)。同时证明,精准定点有控压裂可在同等条件下将改造效果提高20%以上;在油藏埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的区块,石英砂可有效替代陶粒,具备进一步扩大应用规模的条件。
关键词: 玛湖油田    致密砾岩油藏    体积压裂    适应性评价    
Adaptability of horizontal well volume fracturing to tight conglomerate reservoirs in Mahu oilfield
Li Jianmin1 , Wu Baocheng1 , Zhao Haiyan1 , Cheng Ning1 , Huang Jialing2     
1. Engineering Technology Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company;
2. China University of Petroleum(Beijing)
Abstract: Partitioned volume fracturing has been applied in 118 wells in 11 tight conglomerate reservoirs in Mahu oilfield, proving the technique's suitability and operability. However, the best matching between rational fracturing parameters and optimal production results is still uncertain. In order to define the rational engineering technical parameters to guide the subsequent horizontal well fracturing design and also improve the comprehensive benefits of tight conglomerate reservoir development, the adaptability of horizontal well volume fracturing was studied through correlating the production data (e.g., post-fracturing production and pressure) to the fracturing engineering parameters (e.g., volume fracturing method, completion fracturing process, fracture parameters, fracturing scale and fracturing materials). The results show that the rational fracture spacing, sanding rate and sand-to-liquid ratio are 25-35 m, 1.2-1.5 m3/m, and 1:17-1:20 respectively for normal pressure reservoirs with poor physical properties, and about 40 m, 1.0-1.2 m3/m, and 1:15-1:17 respectively for abnormally high-pressure reservoirs with good physical properties. In addition, it is proved that precise fixed-point and controlled fracturing stimulation can increase post-fracturing production by more than 20% under the same conditions. In the block where the reservoir depth is less than 3500 m and the closing stress is lower than 55 MPa, quartz sand can effectively replace ceramsite, so it is promising for wider application.
Key words: Mahu oilfield    tight conglomerate reservoir    volume fracturing    adaptability evaluation    
0 引言

准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系、三叠系致密砾岩油藏资源丰富,规模建产潜力巨大[1-3]。自2015年产能建设开发试验启动以来,玛湖致密砾岩油藏以“水平井+细分切割体积压裂”为开发方式,已累计投产水平井118口,建成产能137×104t,其中86%的井峰值日产油超过40t,最高达117.7t,单井300天平均累计产油达到8589t,充分验证了大规模细分切割体积压裂技术在玛湖致密砾岩油藏水平井应用的工艺针对性和现场可操作性。但玛湖致密砾岩油藏和国内外其他非常规油气藏一样,开发过程中面临着压裂投资成本高、压后产量递减快、采出程度低等技术难题[4-8],如何进一步提高体积压裂工艺与参数的针对性和有效性,成为持续提升压后生产效果和综合开发效益的主要技术挑战。

压后生产效果是地质、工程多因素共同作用的最终体现:地质方面,砂体厚度、物性、地层压力、储量丰度、隔夹层、地应力及岩石力学参数、水平段长度等是生产效果的影响因素;工程方面,完井方式、压裂工艺、分段分簇情况、压裂规模、施工工艺与参数、压裂材料等因素也会对生产效果造成影响。因此,对压后效果的分析评价是一个复杂的系统性工程[5-14]。而与国内外油田相比,玛湖致密砾岩油藏的开发正处于一个勘探、评价、试验、示范、上产等多期叠加的阶段,已实施水平井“井数少、分布广、差异大、工艺多、生产时间短、评价措施不完善”是改造效果分析面临的主要问题,限制了工艺应用和生产效果对应关系的定量评价。

针对以上问题,为了进一步优化玛湖致密砾岩油藏水平井体积改造设计,持续提升致密砾岩油藏开发综合效益,深入探索压裂提效降本途径,推动体积改造技术不断完善,本文以生产效果为依据,对玛湖地区已压裂水平井压裂工程参数进行评价,开展水平井体积压裂技术适应性研究,以形成经济有效的配套技术,并推广到玛2、艾湖2、玛东2、玛湖1等潜力区块,加快玛湖地区整体建产节奏。

1 玛湖水平井体积压裂技术应用概况 1.1 国内非常规油气体积压裂技术现状

面对非常规油气资源占比逐年升高的勘探开发形势[15-17],国内各油气企业以适应非常规资源有效开发为需求,推进缝网改造、缝控储量改造等技术由理论走向实际[4, 18-20],持续不断以更丰富的分段工艺、更长的措施井段、更高的施工参数、更大的改造规模、更密的压裂段数、更经济有效的材料组合改造着油藏对象[18-24]。分段工艺以固井速钻桥塞分压工艺为主,完善裸眼封隔器+投球滑套和水力喷射分压工艺,并逐步开展可溶桥塞、固井滑套等新工艺应用试验;水平井改造指标不断取得突破,单井最长措施段长3056m,最高施工排量达到17m3/min,最大压裂液用量增至8.8×104m3,最大加砂量达到4450m3,最小裂缝间距降至6m;并持续优化压裂材料,大比例滑溜水、小粒径石英砂的组合形式已逐渐成为主流,大幅降低了材料成本,在不断追求技术进步的同时持续探索实现效益最大化[25-26]

1.2 玛湖水平井体积压裂技术挑战与应用现状

玛湖致密砾岩油藏埋深普遍大于3000m,物性差、非均质性强、地层压力系数较高,岩石偏塑性、天然裂缝不发育、水平两向应力差大,储隔层分布特征差异大。按照物性与生产特征差异,将玛湖致密砾岩油藏划分为3类(表 1),不同区块储层不同的地质特征给水平井体积压裂带来巨大挑战[1-3, 27-29],对技术配套与完善提出了较高的要求。

表 1 玛湖地区不同区块储层地质特征统计表 Table 1 Geologic characteristics of reservoirs in blocks of the Mahu oilfield

针对以上地质特征,对标国内外先进技术与指标,围绕“提效降本”总体目标,在玛湖地区开展了不同水平段长、完井改造工艺、压裂参数和规模等各类水平井体积压裂技术对比试验。探索通过不断完善技术选型、优化工艺参数,推动水平井体积压裂技术的持续进步及改造效果的持续提升。

(1) 人工裂缝以双翼裂缝为主,压裂难以实现复杂缝网。自2015年起,采用固井桥塞+分簇射孔方式,探索以细分切割实现体积改造[27-29],开展了不同切割程度/裂缝间距对比试验,裂缝间距由近70m降至35m左右,最小达到15m;同时为实现水平段的充分改造和油藏动用,分别采用固井滑套分压工艺和连续油管拖动水力喷射分压工艺开展精准定点有控压裂现场试验。

(2) 砾岩地层裂缝面粗糙,支撑剂受运移、嵌入和破碎等多重因素的作用,人工裂缝有效支撑难度大[27-29]。通过开展不同支撑剂、压裂液注入规模对比试验,验证提高人工裂缝纵向有效铺置、保证人工裂缝长期导流能力、地层增能延缓裂缝闭合速度等技术措施对水平井压后效果的推动作用。平均单井加砂量由700m3增至1470m3,最大达到2390m3;平均单井压裂液用量由6050m3增至26600m3,最大达到39700m3

(3) 鉴于压裂规模的逐年增大,陶粒+瓜尔胶的压裂材料组合方式已无法满足效益开发的需要。随着泵注工艺的发展,采用滑溜水、瓜尔胶两种体系,滑溜水比例逐年提高,最高达到70%以上;并且结合室内实验和玛湖砾岩油藏闭合应力分析结果,在埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的玛131、风南4井区开展石英砂替代陶粒可行性试验。

2 玛湖水平井体积压裂效果分析

针对玛湖致密砾岩油藏不同区块的地质差异,为了厘清不同区域主体改造工艺,以玛18、玛131和风南4这3个主力井区为分析目标区,通过大量的数据类比分析,排除地质条件复杂、井间干扰、水平段长差异、完井压裂工艺多样、压后生产制度不统一、水平井压后生产评价对比指标暂无统一标准等干扰因素,取得了以下评价认识。

2.1 细分切割体积压裂有效提高致密砾岩油藏改造效果

玛湖油田水平井采用固井桥塞分压工艺,探索以细分切割方式提高储层改造体积和生产效果,开展了不同裂缝间距对比试验,分析水平段不同切割程度对压后效果的影响。试验分3个阶段开展,第一阶段是在300~400m井距井组中开展30~40m细分切割试验,评价提产空间;第二阶段是扩大裂缝间距试验范围,优选最合理裂缝间距;第三阶段是借鉴高密度完井经验,在200m井距井组中开展10~20m密集切割试验,探索最大提产潜力。目前第一、第二阶段试验取得相应认识,第三阶段试验正在开展,已见初步成效。

第一阶段,试验以玛131井区为主,水平井裂缝间距从勘探评价时期平均66.8m降至开发试验的35.3m。生产效果显示,裂缝间距越小,单井累计产油量越高,且随着累计生产时间的延长,累计产油量增长的趋势越明显(图 1)。

图 1 玛131井区第一试验阶段单井累计产油量与裂缝间距关系图 Fig. 1 Relationship between single-well cumulative oil production and fracture spacing in the first test stage of the Well Ma131 area

第二阶段,保持单井压裂规模一致,开展裂缝间距28~42m对比试验。生产效果显示,裂缝间距降至35m区间范围内后,在不考虑地质差异的情况下,微调裂缝间距与单井累计产油量的相关性较弱(图 2图 3),且将产量拆分到簇后,单簇裂缝累计产油量与裂缝间距呈负相关性。

图 2 玛131井区第二试验阶段单井累计产油量与裂缝间距关系图 Fig. 2 Relationship between single-well cumulative oil production and fracture spacing in the second test stage of the Well Ma131 area
图 3 玛131井区第二试验阶段单簇裂缝累计产油量与裂缝间距关系图 Fig. 3 Relationship between single-cluster-of-fractures cumulative oil production and fracture spacing in the second test stage of the Well Ma131 area

第三阶段,借鉴高密度完井理念,在玛131井区200m井距试验区开展3井次15~20m裂缝间距对比试验,裂缝间距分别为15.1m、18.9m、21.8m。其中,试验井MaHWX8井裂缝间距为15.1m,分36段104簇射孔压裂,压后开井即见油,含水下降迅速,生产效果明显优于相邻水平井MaHWX0井(表 2图 4),但目前试验井生产时间较短,长期生产规律仍待进一步观察。

图 4 MaHWX8井与MaHWX0井生产效果对比图 Fig. 4 Production results of Well MaHWX8 and Well MaHWX0
表 2 MaHWX8井与MaHWX0井改造参数对比表 Table 2 Fracturing parameters of Well MaHWX8 and Well MaHWX0

综合以上分析认为,在相同井距条件下,裂缝间距降至30~40m可大幅提高致密砾岩油藏水平井开发效果;但在此基础上进一步缩小裂缝间距,保持单井规模一致、增加裂缝数量,会相应降低单簇裂缝加砂强度,导致裂缝有效波及范围降低或部分裂缝未有效压裂,投产初期对生产起到一定推动作用,但随着时间延长,裂缝有效性的损失会影响生产的持续和稳定。因此,针对不同井距条件,裂缝间距需与井距调整相结合进行评价分析。

2.2 精准定点有控压裂是改造效果继续提升的有效途径

应用桥塞分压工艺细分切割储层可以提高单井产量,但也存在裂缝启裂无法验证、裂缝改造规模无法控制等工艺问题[20, 22]。为了实现目的层均衡、充分改造,开展了固井滑套和连续油管拖动水力喷射两种精准定点有控压裂技术试验,已累计实施4井次。

玛131井区夏72断块前期投产3口水平井,采用固井桥塞和裸眼滑套两种分压工艺,但受夏72断块油层物性、地层压力系数等因素影响,压后呈现产量低、压力衰减快、生产不连续等特征。2017年,该断块MaHWX4井在国内首次采用可开关固井滑套分压工艺实施改造,水平段长1203m,共下入33个可开关固井滑套,裂缝间距为37.8m。压裂改造后,与同断块邻井相比,已显现出日产稳定、压力稳定、生产连续等态势,4.5mm油嘴自喷产油15t/d,投产一年压力维持6MPa不降(图 5)。

图 5 玛131井区MaHWX4井与夏X1_H井生产效果对比图 Fig. 5 Production results of Well MaHWX4 and Well Xia X1_H in the Well Ma131 area

在风南4井区,FNHWX5井应用连续油管带底封水力喷射环空分压工艺,在地质条件、水平段长度和压裂规模基本相当的情况下,生产效果与邻井FNHWX6井相比,不但日产水平更优,同时也显现出见油早、含水降速快、返排率低、压力保持程度好等优势(图 6)。

图 6 风南4井区FNHWX5井与FNHWX6井生产效果对比图 Fig. 6 Production results of Well FNHWX5 and Well FNHWX6 in the Well Fengnan 4 area

由此可见,精准定点有控压裂技术可以确保每簇裂缝有效开启和充填,同期累计产量较桥塞分压水平井可提高20%以上,是水平井改造效果继续提升的有效途径。

2.3 大规模压裂对压后长期稳产高产起到明显支撑作用 2.3.1 提高压裂液用量可获得更高的改造体积和更好的增能增产效果

对比压裂液规模与储层改造体积的对应关系,显示单段压裂液用量与微地震监测获取的改造体积有较好的正相关性,即单段压裂入井液量越大,裂缝几何尺寸越大,获得的改造体积越大(图 7),说明提高压裂液用量可获得较大的油藏改造波及范围。

图 7 玛131井区单段压裂液用量与改造体积关系图 Fig. 7 Relationship between the volume of single-stage fracturing fluid and the stimulated reservoir volume in the Well Ma131 area

分析压裂液规模与储层改造效果的对应关系显示,将单井压裂液用量按照水平段长度折算成入井液强度后,入井液强度与玛131和风南4等常压油藏的压后停泵压力有明显正相关性,体现了大规模压裂对常压油藏能起到明显增能作用(图 8)。同时,排除水平段长度因素,分析入井液强度与单位长度累计产油量的对应关系,同样显示提高压裂液规模对玛131、风南4等常压油藏水平井压后产量有助推作用(图 9)。

图 8 玛131井区入井液强度与停泵压力关系图 Fig. 8 Relationship between fluid injection strength and pump-off pressure in the Well Ma131 area
图 9 玛131井区入井液强度与单位长度累计产油量关系图 Fig. 9 Relationship between fluid injection strength and cumulative oil production per unit length in the Well Ma131 area

而对于以玛18井区为代表的异常高压油藏,压裂液规模与压后停泵压力、单位长度累计产油量的相关性较弱(图 10图 11),说明对于油层物性较好的异常高压砾岩油藏,压裂液规模不是影响压后生产效果的主要因素。

图 10 玛18井区入井液强度与停泵压力关系图 Fig. 10 Relationship between fluid injection strength and pump-off pressure in the Well Ma18 area
图 11 玛18井区入井液强度与单位长度累计产油量关系图 Fig. 11 Relationship between fluid injection strength and cumulative oil production per unit length in the Well Ma18 area
2.3.2 提高加砂强度后水平井高产、稳产效果更好

分析结果显示,加砂强度对压后生产效果有明显的正面推动作用,且随着加砂强度差异的逐步提高,相关性随着生产时间的增加逐渐凸显(图 12图 13)。

图 12 风南4井区加砂强度与单位长度累计产油量关系图 Fig. 12 Relationship between sanding strength and cumulative oil production per unit length in the Well Fengnan 4 area
图 13 玛131井区加砂强度与单位长度累计产油量关系图 Fig. 13 Relationship between sanding strength and cumulative oil production per unit length in the Well Ma131 area

以物性较差的常压油藏风南4井区和玛131井区对比为例,风南4井区加砂强度变化幅度较大,从0.95m3/m逐步增长到1.78m3/m;而玛131井区加砂强度仅为0.85~1.18m3/m。分析结果显示,风南4井区加砂强度与生产效果的相关性明显强于玛131井区(图 12图 13)。由此可见,提高加砂强度能保证裂缝有效导流能力,维持长期稳产。而对于以玛18井区为代表的物性较好的异常高压油藏,加砂强度对生产效果的提升作用明显优于压裂液用量(图 11图 14)。

图 14 玛18井区加砂强度与单位长度累计产油量关系图 Fig. 14 Relationship between sanding strength and cumulative oil production per unit length in the Well Ma18 area

综合以上分析认为,对于物性较好的异常高压油藏,应优先从提高加砂强度着手,提升压后生产效果,加砂强度控制在1.0~1.2m3/m,砂液比控制在(1:15)~(1:17);而对于物性较差的常压油藏,则要从同时提高加砂强度和压裂液规模两方面开展生产提效优化工作,加砂强度提升至1.2~1.5m3/m,砂液比控制在(1:17)~(1:20)。

2.4 石英砂替代陶粒水平井仍具备较强高产和稳产能力

玛湖前期水平井压裂全部采用陶粒作为支撑剂,压裂液以瓜尔胶体系为主,随着压裂规模的提升,材料成本在压裂投资构成中权重逐步增大,玛湖水平井压裂降本面临巨大的压力。研究表明大规模注液可延缓压降,降低支撑剂受力和破碎率,有利于维持裂缝导流能力,并且支撑剂评价实验也表明将石英砂铺置浓度提高至5kg/m2以上,人工裂缝导流能力能够满足改造需求。由此,优化压裂液体系,采用滑溜水+瓜尔胶组合形式,并提高滑溜水占比到60%以上;并于2017年在玛131、风南4井区开展了9口井石英砂替代陶粒试验。以风南4井区FNHWX1井和玛131井区MaHWX6井为例,分别试验1.0倍、1.2倍石英砂替代陶粒,单井压裂成本下降10%左右,两井压后生产效果均与陶粒支撑井相当(表 3),且生产趋势稳定。

表 3 石英砂替代试验水平井生产效果对比表 Table 3 Production results of horizontal wells fractured by quartz sand instead of ceramsite

试验结果显示,在地质条件、水平段长度和压裂规模基本相当的情况下,石英砂替代陶粒水平井生产效果相当,充分说明石英砂可有效替代陶粒,目前石英砂已在玛湖地区油藏埋深小于3500m、闭合应力低于55MPa的区块全面推广。

3 体积压裂技术适应性评价

通过以上分析,充分验证了水平井细分切割体积压裂在致密砾岩油藏水平井的应用优势,并配套了高比例滑溜水和石英砂替代等相应的降本工艺措施。在以上实验分析的基础上,结合裂缝间距、施工工艺等关键参数室内模拟和现场试验分析结果,在区块地质特征差异性研究基础上,优化形成玛湖不同区块体积压裂推荐设计参数(表 4),为提高致密砾岩储层有效改造体积和水平井生产效果奠定了基础。

表 4 玛湖不同区块水平井体积压裂推荐设计参数列表 Table 4 Recommended design parameters for horizontal well volume fracturing in the Mahu oilfield
4 结论

玛湖油田水平井体积压裂技术具备较强的针对性和可操作性,细分切割体积压裂可以有效提高致密砾岩油藏改造效果,精准定点有控压裂是改造效果继续提升的有效途径,大规模压裂对水平井长期稳产高产具有支撑作用,石英砂替代陶粒水平井仍具备较强高产和稳产能力,为玛湖地区资源的掌控和高效开发提供了有力支撑。

下一步应在重视首次改造重要性的基础上,突出整体改造的理念,开展区块水平井体积压裂整体方案的研究工作,并建议加强水平井生产测试工作,认识水平井流态分布规律,求取各分层/井段产量、优选目标层,优化井身轨迹,指导后续压裂工艺调整,针对性提升储层改造效果。

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