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      D油田致密儲(chǔ)層直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)

      2017-05-10 07:14:44
      石油知識 2017年2期
      關(guān)鍵詞:縫網(wǎng)山口組產(chǎn)油

      金 明

      (中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000)

      論文之窗

      D油田致密儲(chǔ)層直井縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn)

      金 明

      (中國石油吉林油田分公司勘探開發(fā)研究院 吉林松原 138000)

      隨著油田開發(fā)的不斷深入。剩余儲(chǔ)量資源品質(zhì)變差多為致密儲(chǔ)層,表現(xiàn)為低孔、低滲、排驅(qū)壓力大、滲流能力差、單井產(chǎn)量低,常規(guī)方式達(dá)不到效益開發(fā)要求。通過對壓貢資料研究明確了致密儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)特點(diǎn),并開展了縫網(wǎng)壓裂試驗(yàn),探索有效動(dòng)用方式,結(jié)合開發(fā)效果分析,認(rèn)為本井或鄰井有效儲(chǔ)層發(fā)育是縫網(wǎng)壓裂取得成功的前提。

      致密儲(chǔ)層;孔喉結(jié)構(gòu);直井;縫網(wǎng)壓裂;開發(fā)試驗(yàn)

      1 地質(zhì)概況

      吉林D油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部,從深層泉四段到淺層姚一段宏觀構(gòu)造具有繼承性,總體格局為北北東走向的長軸向斜,向斜東西兩翼不對稱,西翼較陡,東翼較緩。中、新生代以來,該區(qū)長期發(fā)育在盆地沉積、沉降軸線上,地層發(fā)育較齊全,局部發(fā)生過巖漿侵入和火山噴發(fā)。

      鉆井資料揭示,鉆遇的地層自下而上為白堊系下統(tǒng)的泉頭組四段、青山口組一段、青山口組二段、青山口組三段、姚家組一段、姚家組二加三段、嫩江組一段、嫩江組二段、嫩江組三段、嫩江組四段、嫩江組五段;白堊系上統(tǒng)的四方臺(tái)組、明水組;第三系的大安組、泰康組和第四系。其中泉四段~嫩江組為連續(xù)沉積。晚白堊世末,受燕山運(yùn)動(dòng)Ⅳ~Ⅴ幕及其以后構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響,嫩五段和明二段地層不同程度缺失。

      青山口組青一、二段泥巖是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖,在松遼盆地南部分布廣泛,大都進(jìn)入成熟階段,青山口組泥巖生成的油氣除自生自儲(chǔ)在高臺(tái)子油層中外,還可以通過斷裂向下運(yùn)移(倒灌)進(jìn)入扶楊油層,向上運(yùn)移進(jìn)入葡萄花油層。嫩江組一、二段也是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖,由于其埋深相對較淺,該套烴源巖成熟范圍比青山口組烴源巖小,生成的油氣自生自儲(chǔ)在黑帝廟油層中。

      該油田縱向上發(fā)育四套含油層系,包括泉四段扶余油層,青一、青二、青三段高臺(tái)子油層,姚一段葡萄花油層和嫩四段黑帝廟油層,主力含油層系為青一、二段高臺(tái)子油層。

      青山口組沉積環(huán)境為三角洲前緣,青一段儲(chǔ)層主要沉積微相為水下分支河道、河口壩;青二段儲(chǔ)層主要沉積微相為水下分支河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩;沉積以西南??邓岛臀鞑客ㄓ芩悼刂茷橹鳎瑬|南部懷德水系控制作用減弱,砂體由西南向東北減薄。近物源沉積區(qū)主力層砂體連片發(fā)育,砂巖厚度大、儲(chǔ)層物性好,非主力層砂體連續(xù)性差、砂巖厚度小,儲(chǔ)層物性差;沉積前緣主力層砂體連續(xù)性差、砂巖厚度小、儲(chǔ)層物性差,前緣主力層及近源非主力層為致密儲(chǔ)層。

      2 儲(chǔ)層物性特征

      研究區(qū)青一、二段儲(chǔ)層巖心及物性原油數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析表明,區(qū)內(nèi)孔隙度滲透率分布范圍較大,孔隙度分布在6%~18%之間波動(dòng),滲透率頻率分布在0.01mD~100mD之間。近物源區(qū)青一段孔隙度分布在9~18%之間,青一段平均為13.5%,青二段平均為12.3%。沉積前緣區(qū)青一段孔隙度分布在6~16%之間,青一段平均為8.8%,青二段平均為8.9%(圖1)。

      圖1 青一二段不同沉積位置孔隙度分布直方圖

      近物源區(qū)青一段滲透率分布在0.5~100mD之間,青一段平均為7.6mD,青二段平均為5.6mD。沉積前緣區(qū)滲透率分布在0.01~5.0mD之間,青一段平均為0.96mD,青二段平均為0.68mD(圖2)。

      圖2 青一二段不同沉積位置滲透率分布直方圖

      3 儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)分類

      孔隙結(jié)構(gòu)指的是巖石所具有的孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其相互連通關(guān)系,孔喉結(jié)構(gòu)直接影響儲(chǔ)層的滲流能力,了解儲(chǔ)層孔喉的結(jié)構(gòu)對一個(gè)油田開發(fā)方式和井網(wǎng)方式的選擇有很好的指導(dǎo)意義。

      一般而言,研究孔隙結(jié)構(gòu)的實(shí)驗(yàn)方法可歸納為兩大類:一類為直接觀測法,包括巖心觀測、鑄體薄片法、掃描電鏡法和圖像分析法;另一類為間接測定法,包括毛細(xì)管壓力法、孔滲分析、X-光衍射分析等。通過壓汞取得的毛管壓力資料是孔隙結(jié)構(gòu)分布定量參數(shù)的重要來源,通過壓汞曲線可以得到孔隙度、滲透率、孔喉半徑、排驅(qū)壓力、中值壓力等許多儲(chǔ)層參數(shù),這些參數(shù)從不同方面反映了儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的好壞。

      D油田青一、二段135塊巖心樣品的壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示:排驅(qū)壓力在0.1MPa~41.31MPa,平均為4.85MPa;孔喉半徑在0.01μm~5.33μm,平均為0.98μm;最大孔隙半徑在0.02μm~20.78μm,平均為3.65μm;均質(zhì)系數(shù)在0.017~90.854,平均為為1.0;分選系數(shù)0.35~70.25,平均為6.98;退汞效率在1.04%~57.83%之間,平均為33.52%??傮w來說該油田物性較差,歪度偏細(xì),分選較差,孔隙喉道結(jié)構(gòu)特征變化也較大。

      毛管壓力曲線表明,喉道半徑大小和分布是影響滲透率的主要因素,喉道半徑越大,排驅(qū)壓力越小,最大進(jìn)汞飽和度越大,而孔隙半徑對其影響較小。當(dāng)喉道半徑小于0.4μm時(shí)排驅(qū)壓力和汞飽和度的變化十分明顯,隨著喉道半徑的增大,排驅(qū)壓力急劇變小,汞飽和度則急劇增大,反之亦然。

      根據(jù)巖心樣品壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),對區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分類(表1),Ⅰ類和Ⅱa類儲(chǔ)層應(yīng)用直井面積注采井網(wǎng)開發(fā)動(dòng)用,并且取得了良好的開發(fā)效果,Ⅱb類和Ⅲ類儲(chǔ)層局部應(yīng)用常規(guī)開發(fā)方式動(dòng)用,但經(jīng)濟(jì)效益差。

      表1 儲(chǔ)層微觀分類參數(shù)表

      4 縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

      縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是利用儲(chǔ)層兩個(gè)水平主應(yīng)力差值與裂縫延伸凈壓力的關(guān)系,當(dāng)裂縫延伸凈壓力大于儲(chǔ)層天然裂縫或膠結(jié)弱面張開所需要的臨界壓力時(shí),產(chǎn)生分支縫或凈壓力達(dá)到某一數(shù)值能直接在巖石本體形成分支縫,形成初步的 “縫網(wǎng)”系統(tǒng);以主裂縫為“縫網(wǎng)”系統(tǒng)的主干,分支縫可能在距離主縫延伸一定長度后又回復(fù)到原來的裂縫方位,或者張開一些與主縫成一定角度的分支縫,最終形成以主裂縫為主干的縱橫交錯(cuò)的“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)[8-9](圖3)。

      通過優(yōu)化壓裂施工參數(shù),縫網(wǎng)壓裂技術(shù)一方面能使儲(chǔ)層形成復(fù)雜縫網(wǎng),另一方面具有蓄能作用。

      辯證評價(jià)人物,是高年級學(xué)生重點(diǎn)訓(xùn)練的內(nèi)容。然而,面對學(xué)生課堂“過淺”的現(xiàn)狀,怎樣有效訓(xùn)練呢?現(xiàn)結(jié)合《景陽岡》的辯論來談。

      5 開發(fā)試驗(yàn)效果分析

      2015年針對致密儲(chǔ)層開展了7口直井縫網(wǎng)壓裂提產(chǎn)實(shí)驗(yàn),探索效益開發(fā)途徑,從試驗(yàn)效果上看這7口試驗(yàn)井可分為三類:

      第一類為本井儲(chǔ)層物性較好,通過縫網(wǎng)壓裂可實(shí)現(xiàn)大幅度提液增產(chǎn)目的,代表井為QD20-06。

      QD20-06井位于H46區(qū)塊西部,2001年1月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)動(dòng)用青一段13號小層及青三段Ⅻ砂組,壓裂排量為3.8m3/m,加砂量25m3,縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液11.9t,日產(chǎn)油0.7t,含水94.1%,累產(chǎn)液3184t,累產(chǎn)油220t。

      2015年5月1日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂,壓裂層段為青一段7、8、12、13號小層,單層動(dòng)用砂巖厚度2.6~7.2m,儲(chǔ)層聲波時(shí)差220~255μs/m,縫網(wǎng)壓裂排量為7.3~7.8m3/m,壓裂液3465m3,加砂量23m3,壓裂后產(chǎn)液量大幅度提高,日產(chǎn)液52.0t,產(chǎn)油2.9t,含水94.4%,累產(chǎn)液13997t,累產(chǎn)油795t。

      第二類為本井儲(chǔ)層物性差,但平面上鄰井發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(圖4),通過縫網(wǎng)壓裂溝通優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層,提高油層動(dòng)用率,大幅度提高單井產(chǎn)能水平,代表井為QX114-36。

      圖4 過QX114-36井油藏剖面圖

      QX114-36井位于H60區(qū)塊北部,2009年8月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)方式動(dòng)用青一段7、12、14、15號小層,壓裂排量為4m3/ m,加砂量26m3,縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液1.2t,日產(chǎn)油0.8t,含水33.3%,累產(chǎn)液6490t,累產(chǎn)油3524t。

      2015年4月4日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂,動(dòng)用青二段23號小層、青一段1、3號小層,動(dòng)用單層砂巖厚度0.8~2.4m,儲(chǔ)層聲波時(shí)差205~220μs/m,壓裂排量為3.8~8.2m3/m,壓裂液2658m3,加砂量33.6m3,壓裂后日產(chǎn)液量12.8t,日產(chǎn)油3.1t,含水75.8%,累產(chǎn)液3653t,累產(chǎn)油987t。

      第三類為本井儲(chǔ)層物性差及周邊儲(chǔ)層不發(fā)育,試驗(yàn)效果較差,代表井為QX106-42。

      QX106-42井位于H60區(qū)塊北部,2009年12月采用常規(guī)壓裂投產(chǎn)動(dòng)用青一段3、12、14號小層,壓裂排量為3.8m3/m,加砂量24m3,縫網(wǎng)壓裂前標(biāo)定日產(chǎn)液3.2t,日產(chǎn)油0.7t,含水78.1%,累產(chǎn)液8719t,累產(chǎn)油1984t。

      2015年5月8日對該井進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂,動(dòng)用青二段20、21、22號小層,青一段3、5、7號小層,動(dòng)用砂巖厚度14.8m,儲(chǔ)層聲波時(shí)差200~225μs/m,壓裂排量為7~11m3/m,壓裂液2191m3,加砂量34.2m3,壓裂后日產(chǎn)液35.0t,產(chǎn)油0.3t,含水99.1%,累產(chǎn)液6397t,累產(chǎn)油31t。

      6 結(jié)論

      ⑴D油田致密儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)主要為Ⅱb類和Ⅲ類,屬于中小孔細(xì)喉,儲(chǔ)層滲流能力差。

      ⑵本井或鄰井有效儲(chǔ)層發(fā)育,具有一定的物質(zhì)基礎(chǔ),是縫網(wǎng)壓裂取得較好開發(fā)效果的前提。

      ⑶縫網(wǎng)壓裂后油井初期產(chǎn)液量和產(chǎn)油量高于相似儲(chǔ)層常規(guī)投產(chǎn)方式,起到大液量蓄能作用。

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