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  中国石油勘探  2020, Vol. 25 Issue (2): 110-119  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2020.02.011
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引用本文 

覃建华, 张景, 蒋庆平, 冯月丽, 赵逸清, 朱键, 卢志远, 伍顺伟. 玛湖砾岩致密油“甜点”分类评价及其工程应用[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(2): 110-119. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.02.011.
Qin Jianhua, Zhang Jing, Jiang Qingping, Feng Yueli, Zhao Yiqing, Zhu Jian, Lu Zhiyuan, Wu Shunwei. Sweet spot classifi cation evaluation of tight conglomerate reservoir in Mahu sag and its engineering application[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(2): 110-119. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2020.02.011.

基金项目

国家科技重大专项“准噶尔盆地致密油开发示范工程”(2017ZX05070-001);中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“新疆环玛湖高效评价及规模建产技术”(KT2018-13-02)

第一作者简介

覃建华(1970-),男,四川宣汉人,博士后,2012年毕业于中国石油大学(北京),教授级高级工程师,现主要从事油气田开发方面的研究工作。地址:新疆克拉玛依市迎宾大道36号勘探开发研究院,邮政编码:834000。E-mail:qjianhua@petrochina.com.cn

文章历史

收稿日期:2019-12-01
修改日期:2020-02-12
玛湖砾岩致密油“甜点”分类评价及其工程应用
覃建华, 张景, 蒋庆平, 冯月丽, 赵逸清, 朱键, 卢志远, 伍顺伟     
中国石油新疆油田公司勘探开发研究院
摘要: 随着全球油气勘探向着深层、隐蔽、非常规拓展,国内的盆地油气勘探工作也不断有新的突破,新疆准噶尔盆地玛湖致密砾岩油藏资源富集,蕴含巨大的规模建产潜力。但是影响油藏渗流能力的因素复杂多样,同时在油藏开发中面临非均质性强,“甜点”的确定和分类评价难度大,两向水平主应力之差大,水力压裂缝形成、扩展机理认识不清,成本高、地质条件复杂等困难,以地质和工程一体化为指导思想,将研究区的地质特征和生产实践紧密结合,制定了针对该类油藏的“甜点”分类评价标准,采用了密切割体积压裂方法,探索了“长水平段、密切割、小井距、大井丛、工厂化”的立体开发技术试验等,形成了一套致密砾岩储层高效开发的技术体系,取得了良好的效果。“甜点”描述精度及三维地质模型精度的提高,显著地提升了钻完井工程效率,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上; 玛131井区平均簇间距由67m降至35m,300天平均累计产量增加37.5%。
关键词: 致密砾岩    “甜点”分级    小井距    密切割    立体开发    
Sweet spot classifi cation evaluation of tight conglomerate reservoir in Mahu sag and its engineering application
Qin Jianhua , Zhang Jing , Jiang Qingping , Feng Yueli , Zhao Yiqing , Zhu Jian , Lu Zhiyuan , Wu Shunwei     
Exploration & Development Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfi eld Company
Abstract: With the expansion of global oil and gas exploration toward deep, subtle and unconventional reservoirs, new breakthroughs have been made in oil and gas exploration in China. The Mahu tight conglomerate reservoirs in the Junggar Basin, Xinjiang, are rich in oil resources and have great potential for establishment of large-scale productivity. However, the factors that affect the oil flow capacity in reservoir are complex and diverse. Also, there are a number of challenges during the development, for example, the reservoir heterogeneity is strong, determination and classification evaluation of "sweet spot" are difficult, the difference of horizontal principal stress between the two directions is large, the formation and extension mechanism of hydraulic fractures is unclear, the cost is high, and the geological conditions are complex. Guided by geology-engineering integration, combining the geological characteristics of the study area with the production practice, the "sweet spot" classification evaluation standard for this type of reservoir has been established. By using the method of intensive volume fracturing, stereoscopic development technologies and tests of "long horizontal section, intensive segments, small well spacing, large well cluster and well factory" have been explored, forming a set of technical system for efficient development of tight conglomerate reservoirs, and achieving good results. The improvements of accuracy in "sweet spot" description and 3D geological model have significantly increased the efficiency of drilling and completion engineering. The average number of adjustment times of horizontal section trajectory decreased from 5 times to 2. The penetration rate of oil layer reached up to more than 90%. The average cluster spacing in Ma-131 well block decreased from 67 m to 35 m. The average cumulative production increased by 37.5% in 300 days.
Key words: tight conglomerate    sweet spot classification    small well spacing    intensive segment    stereoscopic development    
0 引言

近年来,随着油气勘探技术的不断进步,致密油气资源的地位呈日益上升的趋势。新疆准噶尔盆地玛湖凹陷资源丰富,开发潜力大,目前已有多个油藏相继被发现并投入了开发,形成了百万吨级以上的年生产能力。玛湖致密砾岩油藏不仅和国内外其他非常规油气藏一样,在开发过程中面临着压裂投资成本高、压后产量递减快、采收率低等难题,同时其特有的复杂地质特征,也对提高开发效益提出了特别的挑战:比较砂岩、碳酸盐岩,砾岩表现出更强的非均质性,致密砾岩油藏的“甜点”分类及准确描述显得更为重要,除了影响水平井轨迹设计外,还严重影响钻井施工效率等; 对粗碎屑砾岩特有的水力压裂缝扩展机理认识困难,对优化压裂设计提出了挑战。如何进一步提高单井产量,实现提速提效成为持续提升生产效果和综合开发效益的主要技术难题。只有将开发中每个阶段、每个环节的潜力发挥到最大化,才能实现整个油藏的高效开发[1-5]

通过分析玛湖致密砾岩油藏实际生产中的静态与动态资料,明确指出开发中存在的3个主要技术难题:①“甜点”评价难度大; ②储层中两向水平主应力差大,天然裂缝不发育,裂缝扩展机理复杂; ③地质条件复杂对钻井速度及成本都提出了更高的要求。再借助地质工程一体化研究[6-11],结合示范区小井距密切割立体开发现场试验,探索并建立了适用于该类油藏的效益开发技术方法。取得了显著成果:“缝控储量”动用程度由前期的70%提高到90%以上; 预测最终采收率预计可到25%,突破了10%~17%的准衰竭式开发采收率上限认识。该研究成果对于优化致密砾岩油藏的开发模式,提高生产效益具有重要的实用价值。

1 研究区概况

玛湖凹陷致密砾岩油藏现已探明多个区块,如玛131井区三叠系百口泉组(T1b)油藏、玛18井区三叠系百口泉组(T1b)油藏、玛2井区三叠系百口泉组(T1b)油藏及二叠系乌尔禾组油藏(P2w)、风南4井区三叠系百口泉组(T1b)油藏、艾湖2井区三叠系百口泉组(T1b)油藏等(图 1)。截至2019年7月,玛湖凹陷实施预探井、评价井近300口,三级储量达到10×108t,成为世界第一大砾岩油田,投产开发井310口,其中水平井185口,2019年年产油达到160×104t。

图 1 准噶尔盆地玛湖凹陷各区块位置分布示意图 Fig. 1 Schematic of blocks location map in Mahu sag of Junggar Basin
2 玛湖致密砾岩油藏开发中存在的主要挑战

致密储层的孔隙结构复杂,流体的主要流动通道为微纳米尺度下的孔喉系统,运移过程中表现出很强的“微尺度效应”,渗流规律复杂[1]。岩石基质中存在启动压力梯度,流体实现有效流动需要克服较大阻力。油藏自然产能低,且普遍为衰竭式开发,需要通过实施水平井体积压裂等增产措施才能获得一定规模的工业油流,取得一定的经济效益[12-19]

玛湖致密砾岩油藏(三叠系百口泉组、二叠系乌尔禾组)含油饱和度为42%~65%,相对于国内外致密油藏、页岩油藏来说偏低:美国巴肯油田的Bakken组为75%、鹰滩油田的Eagle Ford组为88%。中国大庆油田的扶余、高台子为48%~55%;吉林油田的扶余、高台子为45%~55%;吐哈油田的条湖组为60%;长庆油田的延长组为73%;新疆吉木萨尔的芦草沟组为65%~95%。储量丰度低且分布不均。

基于玛湖致密砾岩油藏特有的地质特征和油藏特点,生产中仍面临着以下几项主要挑战:

(1) 砾岩油藏非均质性强,“甜点”评价难度大。

玛湖致密砾岩油藏储层沉积成因复杂,优质储层为扇面河道细砾岩体,不连续分布在片流中砾岩体内,具有油层薄(2~8m),互层状分布、横向变化快,物理性质和岩石力学参数非均质性强的特点。此外,压力系统有常压油藏和高压油藏两种,储层存在较强应力敏感(地面条件下,岩心净围压增加到20MPa时,渗透率损失率大于70%),体积压裂后裂缝系统渗流规律复杂,不同区域水平井产能差异大等因素都给“甜点”评价进一步增加了难度。

(2) 储层中应力差大,天然裂缝不发育,裂缝形成和扩展机理复杂。

前人研究表明,对于不发育天然裂缝的储层来说,其水力裂缝的扩展及最终裂缝的复杂程度主要受水平主应力差的控制[20-21]。玛湖地区致密砾岩储层中储集空间大部分为中细孔喉和微孔喉,天然裂缝不发育。水平两向主应力差大,达11~37MPa,岩石脆性低(50~90),偏塑性。物理模拟实验和利用离散元方法进行数值模拟的结果均显示高应力差下砾岩压裂以绕砾破坏为主,裂缝形态多为平面缝,倾向于形成单一、平直、较长水力裂缝, 很难形成复杂缝网[22]

图 2中倾斜的红色短线表示相互平行的短裂缝(天然裂缝),σHσh分别为最大水平主应力和最小水平主应力。由图 3可以明显看到,当水平应力差超过4MPa后,裂缝趋于单一化(图 3d); 水平应力差为6MPa时,水力裂缝基本沿最大主应力方向扩展(图 3e)。

图 2 天然裂缝及水平地应力方向示意图[22] Fig. 2 Schematic diagram of natural fractures and direction of horizontal stress [22]
图 3 不同应力差条件下压裂裂缝的扩展形态[22] Fig. 3 Propagation patterns of hydraulic fractures under different stress differences [22]

对比在相同试验条件下砂岩、页岩和砾岩的破裂特征,发现砾岩比页岩和砂岩更容易形成缝网,而页岩和砂岩在单轴压缩条件下则多形成垂直裂缝。但是目前对此项试验结果仅限于定性的认识,还缺乏定量的描述。

致密砾岩储层的成缝机理非常复杂,进一步结合物理模拟和数值模拟研究成果,并借助理论分析手段认清致密砾岩油藏压裂缝的成缝机理,是一项难度很大但非常有必要的工作。

(3) 复杂地质条件对钻井提速、高成本单井产量及成本的挑战。

玛湖砾岩油藏地质条件复杂:发育走滑断裂,识别难度大; 平面上压力分布不均匀,压力体系差异大; 水平两向主应力差大; 油藏内部岩性复杂,不同粒径、不同母岩成分的砾岩影响了地质及工程“甜点”的分布,砾岩粒度和脆性变化复杂等都对钻井提出了更高的技术要求。

鉴于300m以内的小井距对于提高储量动用有明显帮助,玛湖地区也逐渐采用减小井距的部署方式,水平井井距由初期的550m逐渐减小到200~300m,局部试验100~150m。玛湖地区含油饱和度低,储量丰度低,单井累计产油量(EUR)在小井距条件下想要保持在较高水平难度大。虽然采油指数会随着水平井段的增长而变大,但是对于钻井工程来说,延长水平段,意味着提高难度并增加成本,同时井段过长时井筒摩阻增大,产量却未必会增加; 但水平段过短则会影响产量。在实际油藏开发中,既要考虑产能也要考虑经济因素,因此必须科学合理地选择水平段长度及井距。

3 提产增效开发关键技术研究

通过对玛湖致密砾岩油藏开发中存在的主要困难进行剖析,围绕提产增效的主体目标,开展“甜点”精细分类评价和密切割体积压裂开发效果研究,建立地质工程一体化研究平台,形成了致密砾岩油藏小井距密切割水平井立体开发技术体系。

3.1 制定致密砾岩油藏“甜点”分类评价标准

(1) 细化砾岩岩性定名标准。

现有的砾岩定名原则不规范,以砂岩和泥岩为主的定名原则无法精细区分砾岩油藏,如“砂砾岩”及“不等粒砾岩”等,同时砾岩粒度的定名不统一。因此,起草并制定了砾岩分类命名标准(Q/SY XJ0195—2018),该标准中将粒径2~8mm划分为细砾,并把粒径8~64mm进一步划分为粒径8~16mm的小砾和粒径16~64mm的中砾,与其他同类型粒度分级标准相比,该标准的粒度分级更细致也更科学(表 1)。

表 1 不同的砾岩粒度分级 Table 1 Different classifications for grain size of conglomerate

依据细化后新制定的砾岩岩性定名标准,以玛131井区为例,其岩性由北向南可划分为中砾岩、小砾岩,过渡到细砾岩(图 4)。该标准的建立,为致密砾岩油藏的精细开发奠定了基础。

图 4 玛131井区三叠系百口泉3段T1b3粒度平面分布等值线图 Fig. 4 Contour map of grain size distribution of 3rd member of Baikouquan Formation in Triassic (T1b3) in Ma-131 well block

(2) 确定含油饱和度为地质“甜点”划分的核心参数。

研究区确定地质“甜点”时,在比较孔隙度、渗透率、含油饱和度等重要油层参数后,发现含油饱和度可以较好地表征油层的产能; 依据含油饱和度So与采油强度的关系,将“甜点”分成3类:I类,So大于60%;Ⅱ类,So为50%~60%;Ⅲ类,So为45%~50%。相同工艺条件下,同等厚度的Ⅰ类“甜点”产能是Ⅲ类的5倍。

(3) 地质与工程结合的“甜点”分类。

玛湖1井区地质“甜点”与工程“甜点”均明显影响到油井产能,以此井区为例,综合分析地质与工程“甜点”的评价参数(地质“甜点”的主要评价参数为孔隙度φ和含油饱和度So,工程“甜点”的评价参数为杨氏模量E),并据此进行分类,得到分类标准见表 2。同时,由此分类标准得到的分类结果如图 5所示,可见二叠系上统P3油层可分为4类,其中Ⅲ类油层占比最大,其次是Ⅰ类油层,Ⅱ类和Ⅳ类油层所占比例较小。此分类方法可进一步应用到研究区各区块的评价分析中,从而指导全油藏的开发实践。

表 2 玛湖1井区二叠系上统P3油层分类标准 Table 2 Classification standard of P3 oil layer in Upper Permian in Mahu-1 well block
图 5 玛湖1井区二叠系上统P3油层分类结果 Fig. 5 Classification results of P3 oil layer in Upper Permian in Mahu-1 well block

(4)“甜点”分类评价标准的应用。

以综合“甜点”精细分类技术为基础对油藏实施滚动开发,可减小建产风险。例如,玛18井区储层泥质含量高,该井区在开发部署中就需要排在相对靠后的位置,待工艺及地质认识成熟后再行部署; 三叠系百口泉组2段油层厚度小,连续性差,含油饱和度低,以Ⅱ类油层为主,初期不部署。

同时还可依据“甜点”分类结果结合岩心试验、数值模拟、矿场试验以及对比国内外应用现状等来确定水平井的设计参数:Ⅰ类砾岩合理井距为300~350m,合理水平段长度为1600m(玛18井区); Ⅱ类砾岩合理井距为260~300m,合理水平段长度为1800m(玛131井区); Ⅲ类砾岩合理井距为200m,合理水平段长度为2000m(夏72井区); 火山岩类合理井距为300m,合理水平段长度为1400m。

3.2 采用小簇间距密切割技术开展体积压裂,提高产能

致密油藏基质渗透率低,采用水平井体积压裂是这类油藏最有效的一种开采方式。

砾岩油藏中胶结强度较低的位置是压裂缝产生分叉的主要部位,如砾石与基质的胶结界面处。水力裂缝扩展路径受小粒径砾石的影响较小,砾石粒径较小的区域压裂缝形态简单,缝面平直。大粒径砾石的存在对水力裂缝扩展形态的影响十分显著,当岩心中所含砾石的粒径较大时,压裂缝的扩展形态变得复杂,裂缝沿着大粒径砾石边界的转向是形成复杂分支裂缝的主要原因。

砾岩储层水力裂缝的复杂程度是由水平两向应力差、砾石粒径及砾石分布规律共同决定的。在低水平应力差条件下,水力压裂裂缝的扩展路径比较随机,砾石杂乱的排列会导致裂缝偏转距离增加、分支裂缝的形态复杂,有利于形成复杂裂缝网络。在高水平应力差条件下,水力裂缝沿水平最大主应力方向扩展,主应力差严格控制着裂缝的走向,随着主应力差的增大,裂缝由总体绕砾扩展转变为总体穿砾扩展。高水平应力差和不规则砾石的有序排列会限制裂缝的偏转距离,易形成狭长的裂缝带。

玛湖砾岩油藏的水力压裂实践显示,研究区形成的人工裂缝多以两翼缝为主,很难形成复杂裂缝网络,缝网结构过于简单,则不能保证储量得到充分动用。

基于上述砾岩油藏的水力压裂裂缝扩展机理,经研究提出采用小井距[23-27]、小簇间距[28-32]的模式来实施水平井密切割体积压裂。采用小簇间距密切割措施后,应力干扰增强,原始地应力状态发生改变,井筒周围应力差降低,从而促使裂缝方向发生偏转,强化了压裂缝绕砾扩展与次生裂缝的形成,增强裂缝复杂程度,实现缝网连片,增大储层改造体积,降低储层中的渗流阻力,减小单位流动距离上的能量损失,从而动用更大油藏体积内的地质储量,提高单井产能。

以玛131井区为例,从勘探评价阶段到有效开发阶段,随着压裂缝的簇间距逐渐缩小,产量逐渐上升:平均簇间距由67m降至35m,300天平均累计产油量增加了37.5%(图 6)。

图 6 玛131井区不同阶段裂缝间距对比及裂缝间距与单井累计产油量关系 Fig. 6 Comparison of fracture spacing in different stages and relationship between fracture spacing and cumulative oil production of single well in Ma-131 well block
3.3 地质工程一体化技术,提速提效

地质和工程相结合,以地质指导工程,工程核实并校正地质成果,建立了与油藏状况吻合度较高的基础地质模型,后续的新数据和对油藏模型进行实时更新:对于正钻井,可利用控制点快速更新三维模型,指导后续轨迹调控; 对于完钻井,可利用完钻井数据来更新区域三维模型,优化相邻待钻井轨迹设计。具体的实现流程如图 7所示。

图 7 地质工程一体化流程图 Fig. 7 Flow chart of geology-engineering integration

实际油藏应用中需提高地质模型精度,增加出层预警,考虑井眼工程优化性。研究区借助三维地质模型对钻井轨迹进行优化设计后,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上,效果显著。

3.4 玛131井区小井距立体开发示范区的启示

基于综合“甜点”分类评价技术、密切割体积压裂技术和地质工程一体化技术为一体的致密砾岩油藏高效开发体系,在玛131井区设立小井距密切割立体开发示范区,用以开展现场试验,探索“水平井、小井距、大井丛、密切割、工厂化”的产能建设新模式。

玛131井区小井距立体开发示范区有两套油层:百口泉组3段和百口泉组2段。以Ⅱ类“甜点”为主(依据3.1节中制定的“甜点”分类评价标准)。两套油层在平面上的延伸长度均大于2000m,具备良好的水平井实施地质条件。

分别预测水平段长度为1200m、1400m、1600m、1800m和2000m时的开发指标,再结合基础地质研究结果、矿场试验、经济极限评价和数值模拟研究,并综合考虑钻井能力,最终确定示范区最优水平段长度为1800m。

示范区的主要试验内容包括:1800m长水平井、15~20m簇间距的密切割体积压裂试验; 不同压裂规模、加砂强度对比试验; 100~150m小井距、两套开发层系立体式开发井网试验(图 8)。试验方案实施中使用地质工程一体化技术,借助精细三维地质模型和复杂缝网数值模拟来指导井位部署和压裂参数优化。方案实施后,“缝控储量”动用程度由前期的70%提高到90%以上; 从初期的生产状况来看,示范区采油速度达到9.5%,单井产油为区块平均的1.5倍(图 9);预测示范区的最终采收率为25%,相对于其他衰竭式开发油藏的10%~17%来说,明显提高。

图 8 示范区方案立体开发部署及模式图 Fig. 8 Stereoscopic development deployment and model in demonstration area
图 9 示范区产量与玛131井区产量对比 Fig. 9 Production comparison between demonstration area and Ma-131 well block

结合生产动态特征和对录井资料的综合分析得出单井产量提高的主要原因是采用了小井距、小簇间距、密切割体积压裂技术之后,储层中的裂缝网络变得更加复杂。示范区12口水平井的整体停泵压力呈上升趋势,反映通过立体交错井网拉链式压裂能够增大储层中的最小主应力、提高孔隙压力、减小水平主应力差,为形成复杂缝网进而提高产能提供基础。

4 结论

以玛湖致密砾岩油藏为研究对象,以改善开发效果,提产增效为目标,开展理论研究及现场试验,得到了以下4点主要的结论和认识:

(1) 针对致密砾岩油藏非均质性强,“甜点”选择难度大的问题,制定了“甜点”分类评价标准,该标准与以往的分类标准相比更细化,同时具有更好的合理性和更高的科学性。

(2) 针对天然裂缝不发育,压裂缝形成机理复杂等问题,提出并应用小井距、小簇间距密切割体积压裂技术来提高油藏产能,效果显著。如,示范区12口井最高年产油11.94×104t,累计产油35.68×104t,内部收益率为13.03%;玛131井区平均簇间距由66.8m降至35.3m,300天平均累计产油量增加37.5%。

(3) 针对复杂地质条件对钻井提速及成本的挑战,建立地质工程一体化平台,优化待钻井轨迹设计,提高了钻井速度,提升了生产效率,水平段轨迹平均调整次数由5次下降为2次,油层钻遇率达到90%以上。

(4) 综合“甜点”综合分类评价标准、密切割体积压裂技术和地质工程一体化技术,形成了一套适用于致密砾岩油藏提产增效的有效开发体技术体系,并基于此开展了示范区小井距密切割立体开发试验,取得了较好的效果,根据初期2个月的生产效果评价:示范区采油速度达到9.5%,单井产油为区块平均的1.5倍; “缝控储量”动用程度由前期的70%提高到90%以上; 示范区预测最终采收率有望达到25%。

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