吉7區塊深層致密砂巖氣藏壓裂改造技術研究與應用

黨建鋒,沈彬彬,陳維,徐珊,張永國,楊明敏,葸尚勇

(中國石油西部鉆探吐哈井下作業公司,新疆 吐魯番市 838200)

隨著吐哈盆地中淺層常規油氣資源勘探的不斷深入,勘探對象逐步轉向致密油氣、頁巖油氣及深層煤巖氣,深層致密砂巖氣等非常規資源已成為吐哈油田增儲上產的重要資源接替區。吐哈盆地臺北凹陷丘東洼陷下侏羅三工河組砂泥巖間互,夾煤層,橫向上連通性差,物性差,為致密砂巖氣藏[1-2]。該區域早期按照正向構造勘探找油的思路,通過地質工程一體化技術,采用直井常規壓裂,改造取得一定成效,發現了該類型致密砂巖油氣藏,吉深1井日產油6.24 m3、氣13 000 m3。試采表現為初期產量高,累計產量少的特點,證實洼陷周緣構造高部位為長距離運移的調整型油氣藏,洼陷內部可能發育多個大型巖性砂體,可形成多個大規模源內巖性油氣藏,勘探潛力巨大[3-9]。

1 油藏主要特征

吉7塊位于新疆維吾爾自治區吐魯番地區鄯善縣境內,盆地內地貌主要為戈壁礫石。區內地形總體呈北高南低趨勢,較為平坦,井區地面海拔550～750 m。丘東洼陷區整體為東西向長軸方向的寬緩洼陷區,內部發育多個向洼方向鼻隆構造背景。丘東洼陷區中下侏羅統多套南北雙向物源砂體,厚度大,分布廣,具備規模成藏儲層條件。中下侏羅統總體為平緩地形、淺水沉積環境,河道變遷頻繁,砂體疊置連片、分布廣泛,湖盆水體升降導致水陸交互頻繁,多旋回疊加形成了多套儲蓋組合。目前部署勘探評價井7口井,開發井2口。

1.1 構造特征

吉7區塊位于吐哈盆地臺北凹陷丘東洼陷,區塊主要發育下侏羅統源內低飽和致密砂巖油氣藏。丘東洼陷區形成于中晚燕山期,喜山期持續穩定,該構造具有形成時間早、斷層活動時間長、圈閉形成期與生排烴期匹配較好等特點。

1.2 沉積特征

吉7區塊下侏羅統沉積環境為東南物源的辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積為主,砂體受坡折控制明顯,推測坡折帶之下砂體較為富集,巖性以含礫細砂巖為主,分選磨圓較好。區塊下侏羅統主要發育儲集層為三工河組,儲層埋深5100～5 400 m,砂體厚度68～113 m,從西南至東北方向儲層埋深逐漸增加,其中吉7H井埋藏最深,主要發育一套灰色細砂巖、含礫細砂巖。

1.3 物性特征

如表1吉7區塊中、下侏羅統主要發育致密砂巖儲層,由于儲層埋藏深,壓實作用強,儲層致密,屬于特低孔、特低滲致密砂巖,由于區塊為源內成藏,含水飽和度較高,為高含凝析氣藏。

表1 吉7區塊儲層物性及含油氣性數據

1.4 溫度、壓力系統

依據吉7H測試結果,預測三工河組地層溫度150 ℃左右;吉703H井一關井最終壓降壓力為69.592 MPa,外推壓力為67.792 MPa,地層壓力系數1.33。

1.5 氣藏流體特征

吉7H井三工河組為源內致密砂巖巖性氣藏,埋深5300～5 500 m,氣層厚度70 m,“油輕氣重”,天然氣相對密度0.92 kg/m3,甲烷含量77%,凝析油密度0.800 5 g/cm3,黏度1.731 mPa·s(30 ℃),氣油比1 260 m3/m3。PVT分析為高含凝析油的凝析氣藏,凝析油含量416 g/m3,露點壓力43.1 MPa。屬于低密度、低黏度、低凝固點、中等含蠟量的常規輕質油。

1.6 地應力分布特征

從地應力剖面來看,目的層上下均有高應力隔層遮擋,層間距離小,且無應力遮擋,三小層應力幾乎一致;根據井壁崩落及誘導縫方向,綜合認為最大水平地應力三工河組最大主應力方近南北向。

應用Frsmart 1.0Beta壓裂優化設計軟件,結合吉701H導眼井測井解釋數據進行數值模擬,目的層段最大最小水平應力差15～16 MPa。

1.7 儲層敏感性特征

吉7塊中侏羅統儲層強速敏、中等偏強水敏、弱酸敏。

吉7塊下侏羅統儲層為強水敏、弱-中速敏、弱鹽敏、弱-中堿敏、弱酸敏儲層。

2 壓裂施工主要難點及技術思路

2.1 壓裂施工主要難點

1)區塊水平井水平兩向應力差大(15～30 MPa),難以形成復雜縫網,地層高角度裂縫發育。

2)儲層垂深較深,巖性致密,延伸壓力高,排量及縫寬受限。

3)粘土礦物含量高(18%～20%),水敏傷害中等偏強。

4)地層復雜,儲層基質低滲,巖石楊氏模量高,物性在平面上和垂向上差異大,使得各井的壓裂施工壓力變化大,可借鑒性差,壓裂增產改造難度大[10]。

5)地層溫度約150 ℃左右,對采氣井口、井下作業工具、完井作業液體的質量要求及耐溫性能要求高,尤其是壓裂液體系的性能。

2.2 壓裂改造技術思路

針對該區塊油藏儲層埋藏深,溫度高,物性差,最小水平主應力較高,水平應力差大,難以形成復雜縫網,制定出以下壓裂改造技術思路:

1)堅持“細分切割+極限限流+高強度改造”壓裂主體技術路線,采用逆混合壓裂技術思路,抑近擴遠,盡可能增加裂縫復雜程度,限壓內盡可能提高排量至14 m3/min,提高縫內凈壓力及裂縫縱向改造程度,增大縫網波及體積。

2)合理優化壓裂工藝設計參數(前置液比例、排量及砂比等),前置液階段采用多段塞打磨,降低近井裂縫彎曲摩阻,優選高溫低傷害延遲交聯壓裂液體系,降低管柱沿程摩阻,優選70(粒徑0.212 mm)～140(粒徑0.106 mm)目石英砂+40(粒徑0.425 mm)～70(粒徑0.212 mm)目陶粒+30(粒徑0.6 mm)～50(粒徑0.3 mm)目陶粒組合支撐,采用140 MPa壓裂機組、140 MPa壓裂井口。

3)優化壓裂液體系配方,優選高效有機高分子黏土穩定劑+超低界面張力助排劑,有效降低儲層水敏、水鎖傷害。

4)充分考慮到該井深度、壓力、巖性等難點,為降低施工風險,驗證地層各項參數,采取前置液多段數打磨,攜砂液砂比小臺階逐步提升的加砂方式,確保施工安全。

3 配套壓裂工藝技術

對標國內外致密/頁巖氣藏,吉7塊具有儲層埋藏深、厚度大、兩向應力差大、天然裂縫局部發育等特點,工藝參數方面施工排量、簇間距、加砂強度等參數存在一定差異,運用Petrel軟件進行數值模擬,合理優化段長、簇間距、入液強度、加砂強度、壓裂排量等工藝參數,實現技術參數最優化。

3.1 復合壓裂液體系

根據區塊深層致密氣藏儲層特征,為提高裂縫復雜程度,激發更多天然裂縫,壓裂液體系采用“滑溜水+高溫低傷害延遲交聯”復合壓裂液體系,優化稠化劑濃度至0.35%。

滑溜水配方:0.1%～0.2%可變黏乳液+0.3%有機黏土穩定劑+0.2%助排劑,表2為低黏滑溜水性能室內評價參數表。

表2 低黏滑溜水性能室內評價參數表

壓裂液配方:0.1%殺菌劑+0.35%瓜膠+0.7%有機黏土穩定劑+0.5%助排劑+0.4%高溫交聯劑+0.8%交聯促進劑,表3為壓裂液室內評價參數表。

表3 壓裂液室內評價參數表

3.2 段長及簇間距優化

根據地質工程一體化設計原則,該區塊具體分段與射孔位置確定的原則:

1)射孔簇選擇優選地質甜點和工程甜點好的井段;

2)橋塞坐封位置及射孔簇的位置要根據套管節箍數據避開節箍位置;

3)橋塞優選固井質量好的位置;

4)段內盡量選擇巖性、彈性及力學性質相近的井段,易于各簇裂縫同時開啟,均衡改造。

通過優選“地質+工程”雙甜點,按照“細分低GR高氣測、均分低GR中氣測、寬分高GR低氣測”差異化分段原則,優選壓裂端口,并充分考慮增斜段套管承壓、封隔器與上下端口之間距離等工程因素,制定出最優方案。結合吉7區塊儲層GR、PMF、TG等及固井質量,對儲層壓前綜合分析評價,優化段長40～50 m,簇間距10～15 m。

3.3 壓裂排量優化

應用Petrel軟件進行數值模擬,本次優化排量12～15 m3/min,在限壓允許下,盡可能提高壓裂排量,以提高孔眼節流及裂縫復雜程度,以溝通更多天然裂縫,提高改造效果。

3.4 入液強度優化

依據地質工程一體化方法,采用Schlumberger公司Petrel新型地質工程一體化軟件,建立吉7塊地質模型,進行壓裂規模優化模擬。結合吉701H導眼井儲層物性及吉7H井壓裂增產效果進行產量擬合,當入液強度≥30 m3/m產量增加趨勢明顯變緩,優化入液強度30～40 m3/m,強化甜點改造。

3.5 加砂強度優化

對加砂強度進行優化,選擇1.5,2.0,2.5,3.0,3.5,4.0 t/m進行參數優化,當加砂強度≥3.5 t/m產量增加趨勢明顯變緩,為提高壓裂改造效果,區塊優化加砂強度3.5～5.0 t/m。通過優化在簇間距為8～12 m單段6簇時,加砂強度3.5～5 t/m(2.3～3.3 m3/m),單段加砂160～170 m3,裂縫支撐效果最佳。

3.6 支撐劑優選

結合區塊鄰井延伸壓裂,開展支撐劑導流能力實驗評價。預計吉7區塊三間房組油藏儲層裂縫閉合應力95～110 MPa,井底流壓45～50 MPa,支撐劑承壓50～60 MPa,為提高裂縫導流能力,保持長期穩產,壓裂采用70(粒徑0.212 mm)～140(粒徑0.106 mm)目石英砂+40(粒徑0.425 mm)～70(粒徑0.212 mm)目陶粒+30(粒徑0.6 mm)～50(粒徑0.3 mm)目陶粒(69 MPa)組合支撐劑,以提高裂縫長期導流能力,表4為支撐劑性能測定。

表4 支撐劑性能測定

3.7 防套損、套變技術對策

為防止壓裂射孔、壓裂提排量、頂替完降排量過程中,由于套管承受抗內壓、抗外擠不均衡及壓裂水擊現象等導致套損、套變,射孔及壓裂施工中應采取以下具體措施:

1)盡可能優選固井質量合格的層段進行射孔,避免在固井質量差層段,防止套損;

2)盡可能避免在全角變化率大的層段位置射孔;

3)盡可能避免在井眼軌跡復雜層段位置射孔;

4)盡可能避免在某井段位置集中射孔,避免應力集中;

5)避免在套管接箍位置射孔;

6)壓裂施工前提排量試擠,若施工限壓下排量滿足設計排量,則不進行前置酸預處理,減少酸液對套管的腐蝕;

7)按照3,6,9,12 m3/min以上四個階段提升排量,每個階段達到目標排量后,觀察30 s,壓力穩定后再進行下階段提排量,施工壓力控制在限壓范圍內;

8)結束加砂正常頂替至設計頂替液量的70%時,實施每2 m3/min以內階梯降排量,觀察5～10 s,再繼續降排量,直至降到零。

4 實施概況及效果

2021年開始,在丘東洼陷吉7塊深層致密砂巖油氣藏以增加改造體積為目標,實施橋射聯作分段分簇體積壓裂改造共5井次,三工河組壓裂4井次,西山窯組壓裂1井次(吉701H),表5為吉7區塊壓裂施工參數統計。

表5 吉7區塊壓裂施工參數統計

其中吉7H、吉702H、吉7-2-3H取得一定效果,吉703H效果有待進一步觀察分析,未取得突破,表6為吉7區塊壓裂效果統計。

表6 吉7區塊壓裂效果統計

5 認識及結論

1)吉7區塊致密砂巖儲層具有埋藏深、高壓、地層溫度高、特低孔特低滲,非均質性強、儲層橫向厚度變化大、縱向分布多等特點,為特低孔、特低滲致密砂巖儲層。

2)針對儲層低孔低滲、巖石致密,采用滑溜水+膠液混合壓裂工藝;針對施工層段多、跨度大,采用分簇射孔+復合橋塞分層壓裂工藝;“細分切割+極限限流+高強度改造”壓裂主體技術路線達到了深層加砂、分隔施工段、充分改造儲層的目的,為類似儲層壓裂改造可借鑒優化并現場試驗。

3)目前吉7區塊深層致密砂巖氣藏水平井體積壓裂關鍵技術仍處于探索試驗階段,部分壓裂關鍵參數 (如改造段長、簇間距、用液強度、加砂強度等) 還需要繼續優化完善,低成本壓裂材料還需要進一步優選研究,以獲得技術與經濟的最優組合。