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    川中地區(qū)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖氣藏儲層高強(qiáng)度體積壓裂之路

    2021-03-20 08:48:36鄭有成周長林陳偉華
    天然氣工業(yè) 2021年2期
    關(guān)鍵詞:沙溪廟加砂巖樣

    鄭有成 韓 旭 曾 冀 周長林 周 朗 陳偉華

    1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 3.成都理工大學(xué)

    0 引言

    目前,國際上一般將儲集層覆壓滲透率小于0.1 mD、賦存在碎屑巖、碳酸鹽巖等非頁巖中的油氣定義為致密油氣[1-3]。中國致密氣主要分布在鄂爾多斯、四川、松遼等盆地。1972 年在四川盆地西北部中壩地區(qū)首次發(fā)現(xiàn)上三疊統(tǒng)須家河組二段致密氣田(中4井),但是由于當(dāng)時缺少有效的富集區(qū)優(yōu)選及儲層改造技術(shù),開發(fā)進(jìn)程緩慢[4]。之后,中國石油西南油氣田公司先后發(fā)現(xiàn)廣安、合川等氣田,由于受到儲層改造工藝技術(shù)的限制,須家河組致密砂巖氣的整體開發(fā)效益仍不理想。

    近年來,以頁巖油氣為代表的非常規(guī)油氣勘探開發(fā)得到了快速發(fā)展,而體積壓裂技術(shù)成為該類型油氣資源產(chǎn)能建設(shè)的必備技術(shù),即通過水力壓裂“打碎”儲層,并且形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)[5-7]。而四川盆地中部地區(qū)秋林區(qū)塊中侏羅統(tǒng)沙溪廟組致密砂巖氣雖然具有埋藏深度淺、建井周期短等特點[8],但儲層中天然裂縫不發(fā)育,水力壓裂后難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),現(xiàn)有的體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域致密砂巖氣的儲層改造中出現(xiàn)了明顯的不適應(yīng)性,需要對體積壓裂技術(shù)進(jìn)行改進(jìn),以實現(xiàn)致密砂巖氣的效益開發(fā)。

    針對川中秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層體積壓裂改造的難題,選取該區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖露頭巖樣,開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗,并采用分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預(yù)測模型對水平井分簇射孔進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計;然后,基于控液提砂模式,在該區(qū)域致密砂巖儲層開展了三輪先導(dǎo)性試驗,探索高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在該區(qū)域儲層改造中的適應(yīng)性。以期為該區(qū)域后續(xù)儲層改造工程提供指導(dǎo),并為同類型氣藏高產(chǎn)井的培育提供借鑒。

    1 區(qū)塊儲層特征及體積壓裂改造難點

    1.1 儲層特征

    秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層共發(fā)育23 期河道砂,橫向上河道大面積分布,縱向上多期疊置。其中,8 號砂組河道規(guī)模大,其埋藏深度介于 2 200 ~2 400 m,河道寬度介于600 ~1 400 m,儲層厚度介于10 ~25 m,是目前的重點勘探評價區(qū)。該區(qū)域致密砂巖儲層巖石類型以中—細(xì)粒長石砂巖為主,巖屑長石砂巖次之;礦物組分中石英、長石、巖屑分別占45.0%、33.3%、21.3%,粒間孔隙填充物以黏土為主,膠結(jié)物以鈣質(zhì)為主;儲層孔隙度主要介于8%~15%,平均為11.3%,滲透率主要介于0.01 ~1.00 mD,平均為0.45 mD,覆壓條件下滲透率介于0.003 ~0.064 mD,平均為0.022 mD,屬于致密儲層;地層溫度介于66 ~73 ℃,地溫梯度介于1.9 ~2.5 ℃/100 m,地層壓力介于19.1 ~24.5 MPa,壓力系數(shù)介于0.85 ~1.05,屬于常溫常壓氣藏。

    1.2 體積壓裂面臨的難點問題

    1.2.1 儲層非均質(zhì)性強(qiáng),改造效果差異大

    秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層水平最大主應(yīng)力方向介于N100°E ~N117°E,河道在平面上的展布形態(tài)復(fù)雜,水力壓裂裂縫與水平井軌跡不一定垂直。同時,由于不同河道砂體的含氣性差異較大,儲層非均質(zhì)性強(qiáng),再加上河道砂體壓力系數(shù)也存在較大差異,導(dǎo)致體積壓裂效果差異較大[9]。

    1.2.2 天然裂縫欠發(fā)育,難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)

    巖心及電成像測井資料顯示秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層天然裂縫不發(fā)育,屬于孔隙型儲層?;诓础獥罘ㄓ嬎愕膸r石脆性指數(shù)為37.7,水平兩向應(yīng)力差異系數(shù)為0.14,也顯示該儲層壓裂后形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度大。

    1.2.3 孔喉半徑小,壓裂液對儲層易產(chǎn)生二次傷害

    秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層的主要儲集空間及滲流通道是孔隙和喉道,儲層中值孔喉半徑介于0.128 ~0.599 μm,巖心滲透率損害測定實驗結(jié)果顯示破膠后的胍膠壓裂液濾液對巖心滲透率的損害率達(dá)23%,儲層敏感性流動實驗結(jié)果顯示蒸餾水對巖心滲透率的損害率達(dá)59%。因此,若采用胍膠壓裂液易導(dǎo)致孔喉堵塞,同時體積壓裂后滯留地層的壓裂液對儲層容易產(chǎn)生二次傷害。

    2 致密砂巖儲層高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)

    致密砂巖儲層高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是在試油段內(nèi)進(jìn)行分簇射孔,進(jìn)而形成多條獨立的雙翼裂縫,同時采用控液提砂的模式,在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量,從而降低液體對地層的傷害。

    2.1 水力壓裂裂縫形態(tài)特征

    為了明確致密砂巖中形成的水力壓裂裂縫形態(tài),采集秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖露頭巖樣3 塊。其中,1號巖樣表面有貫穿的天然裂縫,2、3 號巖樣表面無明顯天然裂縫,開展真三軸水力壓裂物理模擬實驗。實驗前,將露頭巖樣加工成邊長為30 cm 的立方體,在加載水平最小主應(yīng)力方向鉆取小孔,模擬水平井筒在地層中的穿行軌跡,然后通過該小孔泵注滑溜水。通過差應(yīng)變實驗得到秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層垂向應(yīng)力(σv)為56.3 MPa,水平最大主應(yīng)力(σH)為59.6 MPa,水平最小主應(yīng)力(σh)為52.3 MPa,水平兩向應(yīng)力差為7.3 MPa。為了探討在該水平地應(yīng)力差條件下致密砂巖中天然裂縫對水力裂縫形態(tài)的影響,開展3 組水力壓裂物理模擬實驗,實驗參數(shù)如表1 所示,相應(yīng)實驗結(jié)果如表2 所示。

    可以看出,1 號巖樣發(fā)育貫穿的天然裂縫,以35 mL/min 排量注入滑溜水,泵注壓力曲線出現(xiàn)多個鋸齒狀壓力降落,壓后巖樣裂縫呈“卍”形;2 號巖樣表面未見明顯天然裂縫,采用35 mL/min 排量注入滑溜水,壓力出現(xiàn)2 次明顯的壓力降落,壓后巖樣可見2 條近平行的裂縫,剖開后發(fā)現(xiàn)在巖樣內(nèi)部存在一條天然裂縫,在注液過程中該天然裂縫被激活,因而產(chǎn)生兩條相距約12 cm 的水力裂縫;3 號巖樣表面無明顯天然裂縫,采用15 mL/min 的排量泵注滑溜水,泵注曲線見1 次壓力降落,壓后巖樣僅形成1 條裂縫。整體而言,在8 MPa 的水平地應(yīng)力差條件下,若巖樣中存在天然裂縫,則會形成多條人工裂縫;若巖樣不發(fā)育天然裂縫,則只形成單條人工裂縫。

    表1 水力壓裂物理模擬實驗參數(shù)統(tǒng)計表

    表2 水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果統(tǒng)計表

    2.2 分段多簇壓裂水平井的產(chǎn)量預(yù)測模型

    基于前述水力壓裂物理模擬實驗結(jié)果,考慮秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖氣藏水平井經(jīng)過分段多簇壓裂以后,能夠形成多條獨立的雙翼裂縫[10],建立物理模型[11](圖1),假設(shè)條件為:①儲層無限大、均質(zhì)、各向同性;②水平井位于氣藏中部,頂、底部封閉;③裂縫與水平井井筒垂直,且在縱向上完全穿透產(chǎn)層;④氣體在基質(zhì)和裂縫中等溫滲流,其流動僅由基質(zhì)到裂縫,再由裂縫進(jìn)入水平井井筒。

    結(jié)合氣體擬壓力函數(shù),無限大地層定流量點匯的壓降公式[11]為:

    式中ψi表示原始地層擬壓力,MPa2/(mPa·s);ψx,y,t表示t 時刻某一點(x, y)擬壓力,MPa2/(mPa·s);N 表示總的裂縫簇數(shù);Q 表示氣體流量,m3/s;μ 表示氣體黏度,mPa·s;Ki表示儲層滲透率,D;h 表示儲層厚度,m;Ei表示冪積分函數(shù);x、y 分別表示橫、縱坐標(biāo)變量,m;x0、y0分別表示氣藏中某一點的橫、縱坐標(biāo),m;η 表示導(dǎo)壓系數(shù),D·MPa/(mPa·s);t表示時間,s。

    根據(jù)位勢理論和勢疊加原理,壓裂形成N 簇裂縫時,t 時刻地層中某點(x, y)產(chǎn)生的壓降表達(dá)式[11]為:

    式中i 表示裂縫簇數(shù);j 表示每簇裂縫離散點個數(shù);n表示離散點個數(shù);xfij表示第i 簇裂縫第j 點的橫坐標(biāo),m;yfij表示第i 簇裂縫第j 點的縱坐標(biāo),m。

    考慮真實氣體,將擬壓力函數(shù)轉(zhuǎn)化為壓力,得到產(chǎn)量預(yù)測模型[11],即

    式中pi表示原始地層壓力,MPa;pwfi表示井底流壓,MPa;Qfi表示第i 簇裂縫的氣體流量,m3/s;Kf表示裂縫滲透率,D;wi表示第i 簇裂縫寬度,m;pSC表示標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)壓力,MPa;Z 表示氣體偏差因子;T 表示儲層溫度,K;TSC表示標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)溫度,K;Lfi表示第i 簇裂縫長度,m;rw表示井筒半徑,m;S 表示表皮系數(shù);Qfij表示第i 簇裂縫第j 點的氣體流量,m3/s;xfi1、yfi1分別表示第i 簇裂縫第1 個點的橫、縱坐標(biāo),m;xfin、yfin分別表示第i 簇裂縫第n 個點的橫、縱坐標(biāo),m。

    通過求解每簇裂縫的氣體流量,求和后就得到水平井氣產(chǎn)量,則有:

    式中Q 表示水平井氣產(chǎn)量,m3/s。

    圖1 致密氣水平井分段多簇壓裂物理模型示意圖

    2.3 分簇射孔優(yōu)化

    在分段多簇壓裂水平井產(chǎn)量預(yù)測模型的基礎(chǔ)上,根據(jù)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)(表3),進(jìn)行不同簇間距下水平井的產(chǎn)量預(yù)測。如圖2 所示,隨著簇間距減小,累計產(chǎn)氣量也逐漸提高;但當(dāng)簇間距小于15 m 以后,累計產(chǎn)氣量的增幅變小。這是由于當(dāng)簇間距減小至一定程度后,縫間誘導(dǎo)應(yīng)力場將增大,導(dǎo)致中間裂縫的延伸受到抑制[12-15]。因此,推薦簇間距在10 m 左右為宜,并采用等孔徑射孔彈來提高各射孔孔眼尺寸的均勻程度。

    表3 秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層參數(shù)統(tǒng)計表

    圖2 不同簇間距下水平井累計產(chǎn)氣量預(yù)測曲線圖

    2.4 控液提砂模式

    秋林區(qū)塊沙溪廟組砂巖儲層具有中等—偏強(qiáng)水敏性,大規(guī)模水力壓裂改造后對儲層易造成傷害。國內(nèi)外非常規(guī)油氣藏儲層改造實踐表明,提高加砂強(qiáng)度有利于提高單井油氣產(chǎn)量[16],另外,在滿足加砂強(qiáng)度的前提下,需要控制入井液量,以降低壓裂液對儲層的二次傷害[17-18]。通過實驗,較之胍膠壓裂液,滑溜水對儲層的傷害程度更低,并且小粒徑石英砂的沉降速率更低[19](圖3)。在施工參數(shù)相同的條件下,壓裂液選取滑溜水,支撐劑選取小粒徑石英砂,更利于支撐裂縫長度增大[20]。

    圖3 不同類型支撐劑沉降速率柱狀對比圖[19]

    根據(jù)支撐劑運(yùn)移平板模擬實驗,當(dāng)液體、支撐劑用量和支撐劑濃度相同時,施工排量對砂堤形態(tài)有顯著影響。隨著施工排量升高,顆粒水平運(yùn)移速度增大,砂堤平衡高度降低,砂堤形態(tài)更平緩,并有向裂縫深處運(yùn)移的趨勢(圖4)。若施工排量過低,支撐劑將無法輸送到裂縫深處。因此,為了形成更長、更有效的支撐裂縫,在條件允許的范圍內(nèi)應(yīng)盡量提高施工排量。為了實現(xiàn)高強(qiáng)度加砂,需要開展大規(guī)模壓裂施工;而為了降低對儲層的傷害,需要減少滑溜水的用量。為解決這一矛盾,采用大排量泵注滑溜水,攜帶70/140 目與40/70 目組合粒徑石英砂,形成大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂模式,在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量,即實施控液提砂。

    圖4 不同排量下支撐劑鋪置形態(tài)圖

    3 現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗

    3.1 試驗?zāi)康?/h3>

    為了探索高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的適應(yīng)性,開展了三輪試驗。第一輪試驗的目的是論證改造工藝的適應(yīng)性,在借鑒現(xiàn)有體積壓裂思路的基礎(chǔ)上進(jìn)行壓裂施工參數(shù)設(shè)計,以驗證加砂模式的可行性;第二輪試驗的目的是通過開展工藝攻關(guān)來提高單井產(chǎn)量,探索加砂強(qiáng)度的上限,并且考慮井眼軌跡、簇間距等影響氣井產(chǎn)量的因素開展對比試驗;第三輪試驗的目的是降低儲層改造的成本,探索保障改造效果的施工參數(shù)下限,并且開展不同單段段長、加砂強(qiáng)度的對比試驗。

    3.2 試驗概況

    2019 年至今,按照先導(dǎo)性試驗方案設(shè)計,累計實施10 口水平井,測試氣產(chǎn)量合計達(dá)263.86×104m3/d,無阻流量合計達(dá)582.03×104m3/d。第一輪試驗實施1 口井,加砂強(qiáng)度為3.03 t/m,測試氣產(chǎn)量為5.01×104m3/d,無阻流量為7.70×104m3/d;第二輪試驗實施6 口井,最高加砂強(qiáng)度為6.86 t/m;井均測試氣產(chǎn)量為19.77×104m3/d,較第一輪提高295%,井均無阻流量為41.28×104m3/d,較第一輪提高436%;第三輪實施3 口井,最高加砂強(qiáng)度為5.23 t/m;井均測試氣產(chǎn)量為46.75×104m3/d,較第二輪提高136%,井均無阻流量為108.89×104m3/d,較第二輪提高164%(圖5)。

    圖5 三輪先導(dǎo)性試驗水平井試氣效果對比圖

    3.3 試驗結(jié)果分析

    3.3.1 段/簇數(shù)的優(yōu)化

    秋林207-5-H2 井是部署在秋林構(gòu)造的一口滾動開發(fā)井,井型為水平井。該井試油井段深度為 2 697.0 ~3 576.0 m,施工井段長879.0 m。采用密度介于1.44 ~1.45 g/cm3鉆井液在沙溪廟組鉆進(jìn)時見氣測異常3 次,水平段鉆遇儲層729.4 m,平均孔隙度為8.3%,平均含水飽和度為38%?;谠摼畠游镄约般@井顯示,進(jìn)行壓裂方案設(shè)計,然后開展不同段/簇數(shù)下的氣井生產(chǎn)預(yù)測模擬,最終推薦該井壓裂段數(shù)為10 段,每段7 ~12 簇。施工時采用139.7 mm 套管注入壓裂液,排量介于16 ~18 m3/min,按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t,整個施工過程壓力平穩(wěn)(圖6)。該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達(dá)83.88×104m3/d,無阻流量達(dá)214.05×104m3/d。

    圖6 秋林207-5-H2 井第二段壓裂施工曲線圖

    3.3.2 加砂強(qiáng)度、井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角對測試氣產(chǎn)量的影響

    試驗井工程參數(shù)整體相當(dāng),僅加砂強(qiáng)度、井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角存在一定差異。當(dāng)加砂強(qiáng)度低于6 t/m 時,隨著加砂強(qiáng)度增大,水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢;而加砂強(qiáng)度超過6 t/m 后,隨加砂強(qiáng)度增大,千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯(圖7)。另外,隨著夾角增大,千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢,當(dāng)水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時,獲得的有效泄流面積最大[21],千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高(圖8)。秋林202-H1 井夾角為17°,秋林205-H1 井夾角為68°,微地震監(jiān)測結(jié)果顯示,前者的微地震事件點分布較為分散(圖9),而后者的微地震事件點分布條帶與井眼近乎垂直(圖10)。

    圖7 試驗井加砂強(qiáng)度與千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

    3.3.3 與鄰區(qū)儲層改造效果的對比

    圖8 試驗井井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角—千米改造段長測試氣產(chǎn)量關(guān)系圖

    圖9 秋林202-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

    圖10 秋林205-H1 井微地震監(jiān)測效果俯視圖

    總體來看,高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)在秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層的三輪先導(dǎo)性試驗,改造效果越來越好,壓裂技術(shù)也趨于成熟。鄰區(qū)八角場區(qū)塊沙溪廟組8 號砂組未采用該壓裂技術(shù),氣井最高測試產(chǎn)量為29.4×104m3/d,水平井平均測試氣產(chǎn)量為28.6×104m3/d,明顯低于秋林區(qū)塊第三輪試驗效果。2020 年6 月,秋林207-5-H2 井采用高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù),首次在四川盆地創(chuàng)造致密砂巖氣井無阻流量超過200×104m3/d 的紀(jì)錄,說明該壓裂技術(shù)應(yīng)用于致密砂巖儲層具有良好的前景。

    4 結(jié)論

    1)秋林區(qū)塊沙溪廟組致密砂巖儲層天然裂縫欠發(fā)育,水力壓裂裂縫形態(tài)以對稱雙翼裂縫為主,難以形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),并且儲層具有中等—偏強(qiáng)水敏性,常規(guī)的體積壓裂在該區(qū)域儲層改造中不適用。

    2)高強(qiáng)度體積壓裂技術(shù)的內(nèi)涵是通過段內(nèi)多簇射孔形成多條獨立的雙翼裂縫,實施控液提砂的加砂模式,在保證高強(qiáng)度加砂的前提下減少入井液量,從而降低入井流體對地層的傷害。

    3) 秋林207-5-H2 井壓裂段數(shù)為10 段,每段7 ~12簇,施工排量介于16 ~18 m3/min,按照控液提砂模式累計泵注滑溜水12 146 m3、支撐劑4 170 t,該井壓裂后測試氣產(chǎn)量達(dá)83.88×104m3/d,無阻流量達(dá)214.05×104m3/d。

    4)隨著簇間距減小,累計產(chǎn)氣量逐漸提高,但當(dāng)簇間距小于15 m 以后,累計產(chǎn)氣量增幅變小。

    5)當(dāng)加砂強(qiáng)度低于6 t/m 時,隨著加砂強(qiáng)度增大,水平井千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢;而加砂強(qiáng)度超過6 t/m 后,隨加砂強(qiáng)度增大,千米改造段長測試氣產(chǎn)量上升不明顯。

    6)隨著井眼軌跡與水平最大主應(yīng)力方向的夾角增大,千米改造段長測試氣產(chǎn)量整體呈現(xiàn)增大的趨勢,當(dāng)水力裂縫與井眼呈近垂直的情況時,獲得的有效泄流面積最大,千米改造段長測試氣產(chǎn)量也最高。

    7)該區(qū)高產(chǎn)井壓裂模式為大夾角井眼軌跡、10 m 左右射孔簇間距、5 t/m 加砂強(qiáng)度、大排量滑溜水+組合粒徑支撐劑連續(xù)加砂。

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