鄂爾多斯盆地致密油水平井細分切割縫控壓裂試驗與應用

吳順林, 劉漢斌，李憲文, 唐梅榮, 張 翔, 白曉虎, 李曉燕

(1中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 2低滲透油氣田開發(fā)國家工程重點實驗室)

鄂爾多斯盆地致密油資源豐富，是長慶油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要資源基礎，但依然面臨單井產(chǎn)量遞減快的挑戰(zhàn)[1]。按照工程地質(zhì)一體化思路，優(yōu)化最大化改造體積設計，開展長水平井+多段壓裂技術研究與試驗，重構(gòu)致密油儲層體積壓裂設計模式及實現(xiàn)方式，實現(xiàn)致密油開發(fā)“提單產(chǎn)、降遞減”目標。

一、儲層特征及前期試驗情況

鄂爾多斯盆地長7致密油屬于湖相沉積，富集于緊鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖的致密砂巖儲層中，埋深1 600～2 200 m，滲透率0.07～0.22 mD，油氣比75～104 m3/t，原油黏度0.97 mPa·s，壓力系數(shù)0.77～0.85，脆性指數(shù)35%～45%。與北美致密油相比具有相似性，但開發(fā)更具挑戰(zhàn)，主要表現(xiàn)在：沉積環(huán)境是湖相沉積，非均質(zhì)性更強，地層壓力系數(shù)低，脆性指數(shù)低，天然裂縫相對不發(fā)育。

前期致密油水平井水平段長800～1 000 m，主體采用速鉆橋塞/水力噴射壓裂工藝[2]，初期單井日產(chǎn)油10 t左右。但規(guī)模效益開發(fā)仍面臨挑戰(zhàn)：水平井初期單井產(chǎn)量依然不夠高，且遞減較大，第一年遞減率達到35%～50%之間，預測采收率較低(4%～8%)。近年來，受北美非常規(guī)成功開發(fā)經(jīng)驗的啟發(fā)，致密油水平井長度不斷增加(1 500～2 000 m)，最長達到3 035 m，因此如何優(yōu)化長水平井體積壓裂設計模式，實現(xiàn)提高單井產(chǎn)量、降低遞減的目標，亟需加大技術攻關與試驗。

二、前期水力裂縫特征認識

1.大型物模實驗

采用長寬高為1 m×1 m×1 m的致密油天然露頭巖樣開展大型物模實驗[3]，共開展了4塊巖心實驗，實驗結(jié)果顯示3塊巖心以單一主裂縫為主，僅1塊觀察到較復雜的裂縫系統(tǒng)。

2.取心觀察驗證

通過對前期已壓裂井進行鉆井取心認識人工裂縫形態(tài)，未發(fā)現(xiàn)明顯裂縫波及特征，僅發(fā)現(xiàn)較少的疑似人工縫。巖心觀察表明，長7頁巖油體積壓裂難以形成網(wǎng)狀縫，裂縫復雜程度較低，總體仍呈條帶狀縫[4]。

3.井下微地震監(jiān)測

統(tǒng)計長7致密油24口水平井188段井下微地震監(jiān)測結(jié)果表明,裂縫半帶長200～450 m，帶寬60～120 m，復雜因子普遍小于0.3；天然裂縫影響程度b值[5]整體在1.5以上，說明天然裂縫開啟程度較低，裂縫系統(tǒng)以人工主裂縫為主。

三、細分切割多簇裂縫設計

大型物模、微地震監(jiān)測及水平井取心證實，盆地長7致密油體積壓裂難以形成類似頁巖氣的縫網(wǎng)[6-7]，技術調(diào)研也表明北美非常規(guī)已向細分切割高密度完井方向發(fā)展。通過開展水平段甜點優(yōu)選及不同砂體條件下的非均勻多簇裂縫設計，實現(xiàn)水平段縫控儲量最大化。

1.優(yōu)選水平段改造“甜點”

通過精細解釋巖石組分、脆性、地應力等參數(shù)及裂縫發(fā)育情況，建立水平井儲層品質(zhì)和完井品質(zhì)分段分級評價標準[8](見表1)，優(yōu)選水平段“甜點”，為水平井壓裂布縫和方案優(yōu)化提供依據(jù)。

表1 致密油儲層品質(zhì)與完井品質(zhì)分級評價標準表

2.差異化細分切割布縫

針對長7致密油條帶狀裂縫形態(tài)特征，利用Mangrove壓裂軟件建立多簇壓裂裂縫模型[9]，模擬水平段在一定段長條件下，不同裂縫間距對產(chǎn)量的影響(見圖1)。模擬結(jié)果表明，當裂縫間距在5～10 m時，不同時間階段的累計產(chǎn)量均為最高，主體設計為4～6簇，其中Ⅰ類水平段簇間距5～10 m，Ⅱ類水平段簇間距10～15 m，III類水平段簇間距15～20 m。

圖1 水平段不同裂縫間距下累產(chǎn)油變化

四、縫控體積壓裂參數(shù)優(yōu)化

1.入地液量

從滿足體積壓裂造縫需求出發(fā)，按照裂縫全覆蓋原則，井距在400～600 m條件下單段入地液量600～1 000 m3。從補充地層能量出發(fā)，按照油藏工程方法[10](式2)計算了入地液量與增能的關系，建立了致密油入地液量與補充地層能量關系圖(見圖2)。

圖2 致密油入地液量與補充地層能量關系圖

ΔV=Ct·V·Δp

(1)

式中：ΔV—需增加的液量；Ct—綜合壓縮系數(shù)；V—裂縫改造體積-入地液量；Δp—增加的地層壓力。

根據(jù)式(2)計算，裂縫改造體積范圍內(nèi)地層能量達到原始地層壓力的110%，需增加液量200～300 m3。綜合考慮造縫和補充地層能量，單段入地液量為800～1 200 m3。根據(jù)差異化壓裂改造原則，I類甜點進液強度20～25 m3/m，II類甜點進液強度15～20 m3/m。

2.單段砂量

利用Eclipse油藏模擬軟件，模擬400 m井距下最優(yōu)支撐裂縫半長為150～200 m(見圖3)，優(yōu)化單段支撐劑用量為150～240 m3。根據(jù)差異化壓裂改造原則，推薦I類甜點加砂強度4.0～5.5 t/m，II類甜點加砂強度3.0～4.0 t/m。

圖3 支撐裂縫半長與百米水平段累產(chǎn)模擬結(jié)果曲線

3.注入排量

從多簇起裂角度出發(fā)，根據(jù)限流壓裂法原理[11]，建立不同排量下有效孔眼數(shù)與孔眼摩阻對應關系圖(見圖4)，實現(xiàn)各簇完全起裂所需的排量下限為10～15 m3/min(同一段內(nèi)各簇之間由于儲層非均質(zhì)性造成的起裂應力差一般不超過4 MPa)。

圖4 不同排量下有效孔眼數(shù)與孔眼摩阻對應關系圖版

五、提高多簇裂縫有效性配套技術

針對長水平段非均質(zhì)性較強、局部天然裂縫發(fā)育的特征，集成應用極限分簇射孔、前置超細砂封堵、動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向技術輔助提升多簇起裂有效性，防止少簇裂縫過度擴展，形成超級縫導致裂縫竄通。

1.極限分簇射孔

通過增加射孔簇數(shù)、減少單簇孔數(shù)提高井底壓力，實現(xiàn)多簇起裂。射孔方式采用等孔徑定點射孔，射孔段長60～80 m，射孔簇數(shù)8～12簇，單簇孔數(shù)2孔，現(xiàn)場成功試驗3口井，階梯排量測試分析孔眼有效率80%以上，較常規(guī)射孔提高20%～30%(見表2)。

表2 極限分簇與常規(guī)射孔多簇起裂有效性對比

2.前置超細砂+動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向

為封堵天然微裂縫及裂縫端部，在前期液泵注70/140目超細粉砂，避免裂縫沿天然微裂縫過度擴展造成井間裂縫溝通。同時采用多粒徑可溶暫堵轉(zhuǎn)向劑[12]，封堵裂縫縫口，開啟更多簇起裂和延伸，微地震監(jiān)測顯示裂縫轉(zhuǎn)向成功率80%以上。

六、礦場應用

鄂爾多斯盆地致密油儲層共開展水平井細分切割縫控體積壓裂技術試驗及應用80口井，采用可溶橋塞分段多簇體積壓裂工藝，平均水平段長1 618 m，井均改造23段94簇，入地液量28 590 m3，支撐劑量3 418 m3，壓裂排量12～14 m3/min，平均段間距45 m，裂縫間距5～15 m，裂縫密度6.3條/100 m，進液強度25.3 m3/m，加砂強度4.8 t/m。井下微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，通過應用細分切割縫控體積壓裂技術，實現(xiàn)了微地震事件對水平段全覆蓋。水平井初期單井產(chǎn)量顯著提高，投產(chǎn)井初期液量32.6～77 m3/d，平均單井日產(chǎn)油17.3 t，井口壓力0.5～3.0 MPa。平均單井第1年累產(chǎn)油4 850 t，遞減率27.8%。典型井XP238-77投產(chǎn)后1年內(nèi)日產(chǎn)油均保持在30 t以上(見圖5)。

圖5 XP238-77井生產(chǎn)動態(tài)曲線

七、結(jié)論與認識

(1)對于非常規(guī)致密儲層，長水平井+細分切割體積壓裂能夠有效提高儲層動用程度，大幅提高單井產(chǎn)量，降低遞減率。

(2)地質(zhì)工程一體化深度融合，是水平段優(yōu)選改造甜點位置和差異化細分切割布縫設計的重要基礎。

(3)極限分簇射孔、前置超細砂封堵和動態(tài)暫堵轉(zhuǎn)向先進技術集成配套是實現(xiàn)小井距水平井充分改造和防止井間竄通干擾的關鍵手段。