水平井體積壓裂技術(shù)在黃陵致密油區(qū)的研究和實踐

張軍濤，趙習(xí)森，王衛(wèi)剛，張永飛

(1.陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)研究中心，陜西延安 716000)

致密油是指夾在或緊鄰優(yōu)質(zhì)生油層系的致密儲層中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移而形成的石油聚集，是一種非常規(guī)石油資源，具有儲層低孔低滲的特點[1]。與以往開發(fā)的特低滲、超低滲油藏相比，其成藏機理更復(fù)雜、孔喉更細微、填隙物含量更高、開發(fā)難度更大。

延長所處的鄂爾多斯盆地油氣藏屬于典型的“三低”油氣藏，含有大量的致密油儲層，具有形成規(guī)模儲量和有效開發(fā)的條件。但是由于其巖性極致密、物性差、地層壓力低，用常規(guī)的手段難以動用或效果較差，在常規(guī)油氣資源日漸縮減的今天，亟須進行儲層改造技術(shù)攻關(guān)，掌握致密油有效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，促進各項成果轉(zhuǎn)化，使致密油成為常規(guī)油氣的有效接替資源。

體積壓裂是隨著近年來對頁巖氣、致密砂巖氣等非常規(guī)油氣藏高效、經(jīng)濟開發(fā)而形成的一種新興水力壓裂技術(shù)[2-3]。該技術(shù)通過水平井分簇射孔分段壓裂以增加水力裂縫數(shù)目，從而增加儲層改造體積，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[4]。體積壓裂作為提高單井產(chǎn)量的革命性技術(shù)，在國外非常規(guī)油氣田得到了廣泛的應(yīng)用，促成了非常規(guī)油氣產(chǎn)量的快速發(fā)展。

1　黃陵油區(qū)致密油開發(fā)現(xiàn)狀

通過前期的勘探得知，延長黃陵油區(qū)致密油儲量豐富。其中，主要為三疊系延長組長6儲層。長6儲層埋深平均為1580 m，巖性以細粒長石砂巖為主，次為粉細砂巖，分選中等偏好；膠結(jié)類型以薄膜孔隙式膠結(jié)為主，支撐類型為顆粒支撐。成分成熟相對較低，結(jié)構(gòu)成熟度相對較高?？紫抖仍?%～12.5%之間，平均為7.68%，滲透率在0.10～1.28 mD，平均為0.27 mD。原始地層壓力平均為10.7 MPa，壓力系數(shù)為0.72。地層溫度平均為57.8 ℃，地溫梯度為3.45 ℃/100 m。可見，該區(qū)儲層巖性極致密、物性差、地層壓力低。

黃陵油區(qū)致密油探井共97口，根據(jù)試采井資料統(tǒng)計，探井試油初周月平均日產(chǎn)液2.53 m3，平均日產(chǎn)油0.968 t，平均含水61.93%。日產(chǎn)液量主要在1～4 t之間，日產(chǎn)油量在0.5～1.5 t之間。1年后單井平均日產(chǎn)量遞減到0.454 t，遞減率為53.1%。目前開發(fā)區(qū)油井開井391口，日產(chǎn)液347.4 t，日產(chǎn)油166.7 t；平均單井日產(chǎn)液0.88 t，日產(chǎn)油0.43 t。從產(chǎn)量統(tǒng)計上看，長6油藏定向井常規(guī)壓裂開發(fā)單井產(chǎn)量低、產(chǎn)油量遞減快。鑒于此，延長在黃陵致密油區(qū)引進水平井體積壓裂開發(fā)技術(shù)。

2　水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)研究

對于致密油水平井體積壓裂來說，如何優(yōu)選壓裂施工排量、工藝和壓裂液是壓裂的關(guān)鍵。本文結(jié)合延長黃陵油區(qū)儲層的特點，對以上幾個關(guān)鍵技術(shù)進行了研究。

2.1　水平井體積壓裂排量優(yōu)化研究

體積壓裂是通過水力壓裂對儲層實施改造，在形成一條或者多條主裂縫的同時，使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移，實現(xiàn)對天然裂縫、巖石層理的溝通，以及在主裂縫的側(cè)向強制形成次生裂縫，并在次生裂縫上繼續(xù)分支形成二級次生裂縫，以此類推，形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡(luò)(圖1)。從而將可以進行滲流的有效儲層打碎，實現(xiàn)長、寬、高三維方向的全面改造，增大滲流面積及導(dǎo)流能力，提高初始產(chǎn)量和最終采收率[5]。

圖1　裂縫擴展示意Fig.1　Crack propagation

當(dāng)致密儲層天然裂縫發(fā)生張性斷裂時，根據(jù)Warpinski和Teufel提出的破裂準(zhǔn)則[6]，所需的縫內(nèi)凈壓力為：

(1)

式中pnet——凈壓力，MPa；

σH——最大水平主應(yīng)力，MPa；

σh——最小水平主應(yīng)力，MPa；

θ——次生裂縫與主裂縫的夾角。

當(dāng)θ=90°時，儲層天然裂縫發(fā)生張性斷裂，需要的凈壓力也最大。凈壓力可以通過公式(2)求取，從壓裂施工曲線獲得地面壓力，從分段輸送的液體/支撐劑密度獲得靜液柱壓力，從升排量或降排量測試獲得摩阻，從壓降分析獲得裂縫閉合壓力。

pnet=psurface+Δphydrostatic-Δpfriction-σclosure

(2)

式中pnet——凈壓力，MPa；

psurface——地面施工壓力，MPa；

△phydrostatic——液柱壓力，MPa；

△pfriction——施工摩阻，MPa；

σcloure——地層閉合壓力，MPa。

公式(2)求取的凈壓力，再次通過公式(3)[7]計算，就可以獲得施工排量。

(3)

式中E——楊氏模量，MPa；

H——裂縫高度，m；

Q——排量，m3/min；

μ——液體黏度，mPa·s；

L——裂縫半長，m；

ptip—裂縫尖端壓力，MPa。

根據(jù)黃陵探區(qū)長6儲層水平兩向應(yīng)力差為4～6 MPa、儲層厚度為20～40 m計算，實現(xiàn)地層天然裂縫張開的排量大約需要5 m3/min，其凈壓力才能克服兩向應(yīng)力差而產(chǎn)生復(fù)雜裂縫。可見，施工排量大于5 m3/min就能滿足該區(qū)體積壓裂的需求。

2.2　水平井體積壓裂工藝優(yōu)選

水平井體積壓裂的主要特征是大排量、大砂量、大液量、低砂比、低傷害，射孔方式采用多簇射孔[5-7]。水平井體積壓裂工藝優(yōu)選原則主要包括以下幾點：①充分發(fā)揮體積壓裂優(yōu)勢，溝通有效儲層、天然裂縫；②結(jié)合最大主應(yīng)力方向優(yōu)化縫網(wǎng)；③整體考慮，段間距、簇間距、分層、分靶點位置優(yōu)化；④點面結(jié)合，單井優(yōu)化時充分考慮鄰井影響；⑤提高裂縫半長，最大限度提高水平井改造控制面積。

體積壓裂工具的性能決定著體積壓裂工藝的實用性和效果[8-9]。在延長油田，根據(jù)使用工具的不同分為橋塞射孔聯(lián)作和水力噴射環(huán)空加砂兩種工藝，這兩種壓裂工藝均使用在致密油水平井體積壓裂中。兩種工藝的適用范圍和優(yōu)缺點詳見表1。

表1　體積壓裂工藝特點對比Table 1　Volume fracturing process characteristics

2.3　新型滑溜水壓裂液體系研究

根據(jù)儲層弱水敏、中等偏強速敏、弱酸敏、中等—弱鹽敏和中等至弱堿敏的特征，優(yōu)化壓裂液體系，以降低儲層傷害和提高返排效果。根據(jù)體積壓裂特點確定滑溜水作為頁巖儲層壓裂液[10-12]。該液體具有以下特點：①摩阻低，可以解決大排量引起的摩阻過高問題；②具備較強的黏土防膨能力，避免滑溜水進入儲層造成水敏傷害；③有較低的表界面張力，進入儲層后易返排，對儲層水鎖傷害??；④性能穩(wěn)定，配液方便。因此，滑溜水壓裂液體系添加劑主要包括減阻劑、黏土穩(wěn)定劑、助排劑及殺菌劑等。按照優(yōu)化出的各添加劑用量組成滑溜水配方：0.075% YCJZ-1+0.4% YCWD-1+0.4% YCZP-2+0.05% YCSJ-1+清水。按配方要求將添加劑混合攪拌均勻后，對滑溜水的各項性能指標(biāo)進行了評價，試驗結(jié)果(表2)顯示各項指標(biāo)符合標(biāo)準(zhǔn)要求，能達到減阻、防膨和助排的要求[13]。

表2　滑溜水各項性能指標(biāo)表Table 2　Slickwater each performance index table

3　現(xiàn)場實踐

3.1　體積壓裂水平井與定向井增產(chǎn)效果對比

按照本文研究成果，采用水力噴射環(huán)空加砂和橋塞射孔聯(lián)作兩種工藝，施工排量為6～10 m3/min，單段加砂量為50～70 m3，平均砂比為10%～20%，壓裂液采用新型滑溜水壓裂液體系，在黃陵油區(qū)(截至2017年6月)成功進行了32口井的水平井體積壓裂施工，取得了較好的壓裂施工效果，初周月平均日產(chǎn)油10.6 t，目前平均日產(chǎn)油8.2 t，是該區(qū)定向井平均產(chǎn)量的19倍以上。

3.2　體積壓裂與常規(guī)壓裂水平井穩(wěn)產(chǎn)效果對比

SP-5井為黃陵探區(qū)的第1口采用體積壓裂的水平井，水平井段長度為1220 m，該井采用橋塞射孔聯(lián)作技術(shù)，優(yōu)選新型滑溜水壓裂液體系，成功完成11級體積壓裂施工，該井施工總液量為9863 m3，總砂量為732 m3，施工排量為10 m3/min。示例(圖2)第1段壓裂施工排量為10 m3/min，加砂量為60 m3，入井液量為598 m3，破裂壓力為29.4 MPa，工作壓力為21.2～42.3 MPa，停泵壓力為9.2 MPa。

SP-5井初周月日產(chǎn)液22.3 m3，日產(chǎn)油12.8 m3，含水35.3%；目前日產(chǎn)液16.0 m3，日產(chǎn)油10.4 m3，含水26.9%。SP-4井和SP-5井是黃陵探區(qū)2015年投產(chǎn)的同井場同層的兩口水平井，SP-4井采用常規(guī)水平井壓裂，初周月日產(chǎn)液18.0 m3，日產(chǎn)油11.0 t，含水31.3%；目前日產(chǎn)液4.0 m3，日產(chǎn)油2.1 m3，含水40.9%?？梢?，SP-5井的產(chǎn)量、穩(wěn)產(chǎn)周期明顯高于SP-4井。

圖2　SP-5井第1段壓裂施工曲線Fig.2　Fracture construction curves of well SP-5

4　結(jié)論和建議

4.1　結(jié)論

(1)根據(jù)Warpinski和Teufel提出的破裂準(zhǔn)則，結(jié)合黃陵油區(qū)儲層特征，從理論上確定了黃陵探區(qū)長6儲層排量達到5 m3/min時，產(chǎn)生的凈壓力就能克服兩向應(yīng)力差而產(chǎn)生復(fù)雜裂縫，從而實現(xiàn)體積壓裂。現(xiàn)場實踐的成功證實這種優(yōu)化方法是科學(xué)合理的。

(2)根據(jù)水平井體積壓裂排量大等特點確定了橋塞射孔聯(lián)作和水力噴射環(huán)空加砂兩種工藝，并確定了施工排量為6～10 m3/min，單段加砂量為50～70 m3，平均砂比為10%～20%等施工參數(shù)。

(3)按照儲層特征和體積壓裂的需求，優(yōu)化出了一種新型的滑溜水壓裂液體系：0.075% YCJZ-1+0.4% YCWD-1+0.4% YCZP-2+0.05% YCSJ-1+清水，在現(xiàn)場應(yīng)用方便，適應(yīng)性好。

(4)目前，現(xiàn)場共進行了32口井的水平井體積壓裂施工，單井平均產(chǎn)量是該區(qū)定向井平均產(chǎn)量的19倍以上，增產(chǎn)效果明顯。通過SP-5井與SP-4井對比得出，投產(chǎn)初期SP-5井日產(chǎn)油是SP-4井的1.16倍；兩年后，SP-5井日產(chǎn)油是SP-4井的4.95倍。可見，與水平井常規(guī)壓裂相比，體積壓裂可以明顯提高致密油水平井的產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)周期。

4.2　建議

(1)水平井體積壓裂現(xiàn)場取得了好的效果，但“段”與“簇”之間的協(xié)同關(guān)系還需要進行深入研究，為方案進一步優(yōu)化提供依據(jù)。

(2)需要對致密油體積壓裂裂縫展布規(guī)律進行深入研究，特別是壓裂液黏度變化和支撐劑粒徑變化之間的關(guān)系還需要進行大量研究和試驗，以進一步提高裂縫的復(fù)雜性，優(yōu)化裂縫結(jié)構(gòu)，并提高次生裂縫的實際導(dǎo)流能力。