應用縫網壓裂技術提高G區塊開發效果

劉 寶

(中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院,黑龍江大慶 163000)

1 地質概況

G區塊位于大慶外圍L油田東北部,采用300 m×300 m反九點井網,共有油水井373口,其中采油井276口,注水井97口。區塊主要開采層位為GⅢ組油層,油藏埋深1 800 m左右,地層溫度77.8 ℃,平均單井射開砂巖厚度13.3 m,平均單井射開有效厚度5.8 m,油層有效孔隙度8.0%～23.4%,平均14.9%(圖1),空氣滲透率0.07×10-3～5.42×10-3μm2,平均0.51×10-3μm2(圖2),綜合評價為中孔、特低滲儲層。

圖2 G區塊滲透率分布頻率

2 開發簡況及存在問題

G區塊1998年投入開發,初期注采開發效果較好,水井吸水指數為2.6 m3/(d·MPa)、油井采油強度0.41 t/(d·m)。由于儲層物性差,油水井間無法建立有效連通,區塊開發效果逐年變差,油井供液能力逐年下降,投產3年后采油強度降至0.12 t/(d·m)。2002年起,油井先后改為提撈生產,目前開井128口,平均采油強度僅0.03 t/(d·m),區塊累積產油74.31×104t,采出程度8.47%,區塊采出程度較低(表1)。

表1 G區塊油井生產情況對比

水井注入難度逐年提高,投注2年后,平均注水壓力由16.7 MPa升高到20.0 MPa以上,日注量逐年下降。2002年起,隨著油井改提撈生產,水井大量間注關井和方案關井,目前區塊只有6口注水井開井,注水壓力為21.0 MPa時,平均單井日實注僅為7.7 m3。目前視吸水指數0.37 m3/(d·MPa),僅為初期水平的14%,由于注入困難,單井注入量低,區塊地層能量保持較差。

對于特低滲儲層,由于井間難以建立有效連通,常規水驅調整措施效果很差[1-2]。2002年部署加密直井6口,2014年部署加密水平井3口,加密后單井產量低,且累積增油量少。2002年至2012年間共計實施壓裂、酸化等提高單井產能措施15井次,主要表現為:措施有效率較低,有效率僅47%;措施增油少,平均單井日增油小于0.5 t,單井累計增油79.0 t;有效期短,有效期僅3～4個月。截至2019年底,區塊采出程度8.47%,采油速度0.11%,油井長關-低產比例94.9%,水井關井比例為93.8%,區塊整體處于關停狀態。

3 縫網壓裂先導試驗及認識

一般認為地層最大主應力和最小主應力越接近,通過施工排量、壓裂液液性的變化,在保證凈壓力的前提下,越容易形成縫網。G區目的層水平兩向應力差為2.6～3.0 MPa,應力差較小,可形成縫網體系。2013—2014年開展縫網壓裂先導試驗井5口(圖3):水線方向油井實施2口,單井加支撐劑103 m3,單井加壓裂液3 853 m3;非水線方向油井施工3口,單井加砂92 m3,單井加液3 499 m3。

圖3 縫網試驗井組井位

根據井下微地震監測結果,壓后形成了縫網條帶,縫長與縫寬比為2.8～3.2,非水線方向縫網壓裂井措施效果較好,平均單井累計增油2 476.3 t,水線方向縫網壓裂井壓后水淹,措施效果較差,平均單井累計增油僅有358 t(表2)。

表2 G區塊縫網壓裂先導試驗效果統計

先導試驗證實本區地層形成縫網的可行性,壓后提高了儲層動用程度,但水線方向上的井采用縫網壓裂,易造成油水井連通從而導致水淹,應避免采用縫網壓裂工藝或減小壓裂規模[6-7]。

4 縫網壓裂優化及現場應用

近年來,致密油開發相關理念不斷完善、技術不斷進步,通過地質工程一體化考慮、低成本砂液優選、加砂加液強度優化,探索出一條提效降本的開發之路。借鑒致密油最新開發理念及認識,選取本區4口井開展新一輪縫網壓裂提產試驗。

4.1 壓裂縫長優化

本區GⅢ層以席狀砂體為主,砂體發育連片且規模較大,G1—G4共4口井位于同一油井排(圖4),最大地應力方向與井排方向一致,因此主要考慮井網井距及裂縫長寬比進行設計[3-4]。試驗井組相鄰井距為424 m,按照同排井間留20 m距離進行縫長優化,設計壓裂半縫長200 m、帶寬65 m左右,能夠實現砂體充分改造。

圖4 試驗井組示意

4.2 壓裂液優選

相比常規壓裂,縫網壓裂用液量一般較大,對控制壓裂材料成本及現場配液帶來一定的壓力。近年來,大慶外圍致密油縫網壓裂開發,一般采用締合壓裂液體系,該體系由滑溜水、清水、締合液組成,其中滑溜水和清水在造縫階段交替使用,滑溜水用于延伸應力從而形成復雜體積縫,清水增大凈壓力控制縫網形態,攜砂階段由締合液攜砂支撐裂縫。與胍膠相比,締合壓裂液具有組分簡單、儲層傷害低、體系溶脹快等優點(表3),可即配即用,最高砂比達到42%,并且綜合成本降低15%。因此,設計區塊宜采用適合本區地層溫度的締合壓裂液[5-8]。

表3 壓裂液綜合性能對比

4.3 支撐劑優選

本區目的層埋深1 800 m左右,預測閉合壓力為25 MPa,根據石油天然氣行業標準SY/T 5108-2014《水力壓裂和礫石充填作業用支撐劑性能測試方法》,選用全石英砂支撐,前置液階段加少量70～140目(或100～200目)石英砂支撐前端微縫,攜砂液階段以40～70目石英砂支撐主縫為主、尾追20～40目石英砂,提高縫口支撐效果,在保證開發效果的同時降低了支撐劑投資[9-10]。

4.4 砂液強度優化

近幾年通過調整液性比例、優化規模等措施,探索不同砂體有效動用下限,形成了適用不同類型砂體縫網壓裂加砂加液強度(表4)。本區砂體類型為席狀砂,根據上述辦法設計本區加砂強度為16 m3/m,加液強度為550 m3/m。

表4 縫網壓裂加砂加液強度與砂體類型匹配

4.5 實施效果分析

2021年10月開始現場實施(表5),平均單井加砂123 m3、加壓裂液3 466 m3。實施前,四口試驗井因供液嚴重不足,處于提撈生產狀態;縫網壓裂后,試驗井成功復產,動液面得到有效恢復,已轉為抽油機舉升方式連續生產。目前已生產201 d,平均單井日產油2.2 t,平均單井累計增油415.0 t。

表5 試驗井壓裂參數及施工效果統計(2021年施工)

5 結論

1)對于特低滲儲層,由于井間難以建立有效連通,常規水驅調整措施效果差,供排矛盾突出,會導致區塊長停,影響區塊采收率。

2)縫網壓裂能夠大幅提高儲層動用程度,改善區塊開發效果,在目標井選擇方面應避開水線方向上的井。

3)應結合砂體展布、井網井距開展縫網壓裂縫長優化和加砂加液強度優化,應用低成本壓裂液和支撐劑,實現降本增效開發。

4)G區塊現場采用縫網壓裂取得較好效果,對于擴大應用及鄰近低滲區塊推廣,可借鑒該區塊縫網壓裂設計思路。