環(huán)江油田巴19區(qū)塊長7段鈣夾層評價與大斜度井分段壓裂優(yōu)化

宋景遠(yuǎn)，姚 謀，景文平，劉圣戰(zhàn)，毛冠華，張 恒，季長偉

（1.北京探礦工程研究所，北京100083；2.長慶油田采油七廠，甘肅 環(huán)縣745700；3.華油能源集團(tuán)，北京100012）

1 背景資料

1.1 地質(zhì)概況

環(huán)江油田屬西南沉積體系，三疊系時主要受西南物源控制，發(fā)育了一套以碎屑巖為主的辮狀河三角洲-湖相沉積體系，經(jīng)過長7期湖盆的擴(kuò)張后，開始收縮，到長3期湖盆收縮較快，其沉積環(huán)境從大面積的水下沉積演變?yōu)樗铣练e，直至深湖相消失，全部演變?yōu)闇\湖相的沉積。侏羅紀(jì)時，由于盆地的整體抬升，環(huán)江地區(qū)大面積缺失長1地層。

巴19井區(qū)位于甘肅省環(huán)縣洪德鄉(xiāng)馬塬村，區(qū)域上屬陜北斜坡西南段，局部構(gòu)造位于慶陽鼻褶帶，構(gòu)造形態(tài)為一個西傾單斜。發(fā)育了一套以碎屑巖為主的辮狀河三角洲-湖相沉積體系，區(qū)域上屬陜北斜坡西南段，局部構(gòu)造位于慶陽鼻褶帶，構(gòu)造形態(tài)為一個西傾單斜。環(huán)江地區(qū)長7層發(fā)育半深湖-深湖的濁積水道微相沉積環(huán)境。長7油藏空間上砂體薄，連片性差，縱橫向延伸范圍有限。油藏圈閉類型為巖性油藏，圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅以及巖性致密遮擋有關(guān)，未見邊底水及油水界面，原始驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)。

該區(qū)塊多口井的連井剖面如圖1所示，長7段油藏砂體展布由南向北呈逐漸變薄的趨勢。

圖1 巴19區(qū)塊連井剖面Fig.1 Well connection profile in Ba-19 block

環(huán)江油田巴19區(qū)長7段儲層巖性主要為褐灰色含油斑細(xì)砂巖、深灰色細(xì)砂巖、少量泥質(zhì)粉砂巖以及部分深灰色泥巖。采用薄片鑒定和X-射線衍射全巖定量分析巖石礦物組分，由分析結(jié)果可知，巴19區(qū)長7段礦物成分主要成分以斜長石、石英為主，粘土礦物、方解石和鉀長石次之，除此之外還含有少量白云石、菱鐵礦。其中石英含量42.53%～82.96%，平均60%；斜長石含量0.85%～39.86%，平均19.02%；粘土礦物含量5.41%～22.76%，平均10.38%；方解石0.49%～23.3%，平均3.34%；白云石平均含量2.8%左右；黃鐵礦和菱鐵礦含量之和不足1%。粘土礦物主要發(fā)育有伊利石和綠泥石，伊蒙混層和高嶺石次之。該區(qū)巖性致密，根據(jù)巖心分析統(tǒng)計，該區(qū)平均孔隙度為9.6%、滲透率為0.26mD。

地面原油具有三低特征，即低密度、低粘度、低凝固點。地層原油粘度為1.27 mPa·s，地層原油密度為0.74 g/cm3，氣油比107.21 m3/t。地層水為Ca?Cl2水型，總礦化度為53.9 g/L，pH值為6.2。

長72油藏平均埋深2520～2560 m，長72地層溫度88.9℃，原始地層壓力23.2 MPa。

1.2 完井方式

根據(jù)開發(fā)方案，巴19區(qū)塊采用大斜度井身套管完井方式［1］，目的層段長7井斜75°～85°，鉆穿整個長7段油藏，鉆遇油藏長度70～110 m，圖2為巴14-22X井鉆井剖面，巴16-23、巴15-22為相鄰井，用于定位地層。

圖2 巴14-22X井的實際鉆井剖面Fig.2 Actual dr illing pr ofile of a well

由于采用大斜度井身完井方式，鉆遇油藏長度會比直井更長，油藏看起來更“厚”，因此采用分段壓裂改造方式［2］，希望以人工裂縫的方式控制更大泄油面積，獲得更高產(chǎn)量。

2 問題提出

2017年完鉆探井巴19長72鉆遇油層16.5 m，試油獲得了11.2 t/d的工業(yè)油流。2018年該區(qū)塊開始注水并實施大斜度定向井壓裂，進(jìn)一步提升開發(fā)效果。

巴19區(qū)塊大斜度井采用分段壓裂改造，分段數(shù)3～5段，依據(jù)測井成果，壓裂點一般選擇物性好、油氣顯示好的部位，壓裂液為混合壓裂液［3］：滑溜水+交聯(lián)液，支撐劑采用石英砂或者陶粒，設(shè)計水力半縫長150～180 m。表1為某井裂縫設(shè)計參數(shù)，設(shè)計水力半縫長150～180 m，依據(jù)開發(fā)方案，巴19區(qū)塊采用反九點菱形井網(wǎng)開發(fā)［4］，井距420～450 m，針對巴19區(qū)塊長7油藏低滲、低壓的特點，縫長比0.33～0.43是安全的［5］，符合低滲油田的開發(fā)要求。

表1 某井裂縫設(shè)計參數(shù)Table 1 Fracture design parameters of a well

2019年該區(qū)塊在壓裂過程中，發(fā)現(xiàn)如下問題：

（1）部分層段壓裂過程中，鄰井井口壓力升高，甚至有壓裂液從鄰井井口噴出，致使本段壓裂緊急中止，切換到下一段施工；

（2）部分井壓后生產(chǎn)高含水，含水率超過90%，有的井甚至達(dá)到100%，無法正常投產(chǎn)。

壓裂中出現(xiàn)的問題導(dǎo)致后果：受影響的相鄰井關(guān)停，注水井關(guān)停影響整個井組的能量補充，產(chǎn)量下降，采油井關(guān)停更是直接減少產(chǎn)量；高含水井由于無法正常投產(chǎn)需要進(jìn)行堵水作業(yè)，成本投入大幅增加，并且目前的籠統(tǒng)堵水工藝效果欠佳，堵水施工還會帶來一系列的工程問題。

壓裂中存在的這些問題已經(jīng)嚴(yán)重影響了巴19區(qū)塊的正常生產(chǎn)，因此，解決該區(qū)塊的壓裂問題勢在必行，壓裂改造質(zhì)量的改善是提高巴19區(qū)塊開發(fā)效益的關(guān)鍵。

3 問題分析

巴19區(qū)塊的壓裂問題體現(xiàn)在2個方面。

（1）壓裂過程中鄰井井口壓力升高，甚至壓裂過程中壓裂液從鄰井井口噴出。

這是典型的井間連通現(xiàn)象，鄰井壓力升高是由于井間連通后的壓力傳導(dǎo)所致，極端情況下的鄰井噴出壓裂液則說明產(chǎn)生了直接相連的較大通道（比如裂縫相交的情況）。據(jù)此可以明確判斷出壓裂施工產(chǎn)生裂縫的實際縫長比設(shè)計縫長要長很多。

（2）壓后生產(chǎn)高含水。

綜合分析區(qū)塊構(gòu)造，沒有邊水油藏特征，目的段長7段鄰近也沒有水層分布。

該區(qū)塊是注水開發(fā)，注水井周圍有水淹區(qū)。

結(jié)合前面對于壓裂施工產(chǎn)生裂縫的實際縫長比設(shè)計縫長要長很多這一判斷，產(chǎn)生高含水的原因應(yīng)該是水力裂縫過長，延伸進(jìn)入了水淹區(qū)所致。

依據(jù)井網(wǎng)特征，巴19區(qū)塊井距420～450 m，設(shè)計水力半縫長150～180 m，縫長比0.33～0.43，在設(shè)計水力縫長比＜0.5的情況下，水力裂縫很難串通至鄰井，尤其是油田開發(fā)的初期更不會這樣；而實際現(xiàn)場形成裂縫是貫穿鄰井（部分井）的，并且導(dǎo)致了一系列的嚴(yán)重后果，這表明，前期壓裂井的設(shè)計水力裂縫形態(tài)和尺寸與施工形成的實際裂縫形態(tài)和尺寸偏差很大。

4 解決對策

前期壓裂設(shè)計的技術(shù)思路是將長7段當(dāng)作一個均質(zhì)巖性體［6-7］，建立的裂縫模型如圖3所示，不考慮圖中內(nèi)部夾層和層內(nèi)巖性變化的影響，因此水力裂縫縫高貫穿整個長7儲層［8］。

圖3 長7段壓裂裂縫縫高延伸模型（均質(zhì)模型）Fig.3 Fracture height extension model for the Chang-7 section(homogenous model)

完全均質(zhì)的儲層是不存在的，它只是一種為了簡化問題而使用的理想化的假設(shè)，當(dāng)實際實施效果與設(shè)計相符時，是一種很好的方法，但是現(xiàn)在的實施效果嚴(yán)重偏離設(shè)計，我們必須放棄這種理想模型。

實際上長7段包括砂巖、泥巖、砂泥巖、泥砂巖等不同巖性，具有不同的應(yīng)力，并且內(nèi)部夾層發(fā)育。因此需要通過研究油藏剖面測井特征，在細(xì)分層位基礎(chǔ)上分析縱向應(yīng)力分布，研究“復(fù)合層效應(yīng)”影響裂縫縫高延伸的關(guān)鍵因素，重新建立裂縫模型，修正設(shè)計水力裂縫形態(tài)和尺寸，并優(yōu)化分段壓裂方案。

裂縫延伸模型是在壓裂設(shè)計分析軟件中建立的，輸入地層參數(shù)，然后使用實際壓裂數(shù)據(jù)進(jìn)行模擬，通過調(diào)整參數(shù)使模擬結(jié)果與微地震裂縫監(jiān)測結(jié)果相符。

4.1 儲層測井應(yīng)力剖面分析

長7段擁有較厚的砂體，層內(nèi)以及層間有5～8條數(shù)量不等的致密層、泥巖層，且上下隔層都是巨厚泥巖層。經(jīng)過應(yīng)力計算以及現(xiàn)場施工實際壓力值分析判斷，致密夾層以及泥巖層與砂層都有較大的應(yīng)力差值，超過20 MPa，盡管這些夾層厚度小，大多數(shù)0.1～0.5 m，部分1～3 m，但是這些夾層的特征是夾層數(shù)量多、頻度高，與鄰層應(yīng)力差大，在正常施工排量情況下對水力裂縫高度的縱向延伸有很強的抑制作用。

圖4為巴19區(qū)塊典型測井剖面圖（校正直井剖面），從圖上可以看出，縱向上長7油藏由2組大砂體組成：長71砂組、長72砂組，兩砂組之間夾層巖性為砂泥巖，厚度為10 m左右，在長71、長72砂體內(nèi)部發(fā)育多段0.1～0.5 m厚的夾層，夾層為鈣質(zhì)致密層［9］，本區(qū)域鈣質(zhì)夾層是指鈣質(zhì)膠結(jié)的致密砂巖，填隙物主要為碳酸鹽，含量一般大于10%，為儲層中的滲流屏障，鈣質(zhì)夾層增加儲層的非均質(zhì)性，巖心觀察可知鈣質(zhì)砂巖層顏色為灰白色或灰綠色，單層厚度為0.1～0.4 m，最厚可達(dá)0.7 m；不含油或非均質(zhì)含油，與含油砂巖之間存在明顯的界限；宏觀產(chǎn)狀為層狀、不規(guī)則層狀和紋層狀。一般測井響應(yīng)特征：（1）自然電位偏向泥巖基線；（2）低自然伽馬值，＜80 API；（3）感應(yīng)測井的電阻率曲線均為高值，＞15Ω·m，表現(xiàn)為正方向凸起的“尖峰”狀曲線形態(tài)；（4）聲波時差明顯低值，＜225μs/m，表現(xiàn)為負(fù)方向凸起的“尖峰”狀測井曲線；（5）密度測井明顯高值。一般碳酸鹽含量越高，上述特征就越明顯，應(yīng)力表現(xiàn)為高應(yīng)力特征。同層段的砂巖聲波值225μs/m左右，伽馬值80 API左右。

圖4 長7段測井剖面Fig.4 Logging profile for the Chang-7 section

由于巴19區(qū)塊沒有全波測井?dāng)?shù)據(jù)，只有縱波數(shù)據(jù)，且該區(qū)塊屬于低孔/低滲致密儲層，應(yīng)用經(jīng)驗公式Newberry地應(yīng)力模型來計算儲層應(yīng)力［10］。

式中：μ——地層的泊松比；Sv——垂向應(yīng)力；α——彈性系數(shù)；Pp——儲層孔隙壓力。

應(yīng)用測井?dāng)?shù)據(jù)對長7段應(yīng)力計算結(jié)果如圖5所示。

4.2 裂縫模型

由于巴19區(qū)塊的長7段在縱向上有較強的非均質(zhì)性，該段不僅包含砂巖油藏儲積體，而且還有數(shù)量不等、厚度不一的鈣夾層、致密夾層、含泥質(zhì)夾層，這些高頻度分布的非儲集體巖層，具有典型的高應(yīng)力特征［11］，因此在建立新的裂縫模型時，根據(jù)儲層測井應(yīng)力剖面分析結(jié)果（參考圖5），將長7段層位進(jìn)行更詳細(xì)的劃分，成為為一個包含5～8個或更多小層的復(fù)合層。

復(fù)合層會產(chǎn)生顯著的“復(fù)合層效應(yīng)”：小層的應(yīng)力和巖性的差異限制了裂縫縫高的發(fā)展。在壓裂過程中水力裂縫三維延伸的條件下，導(dǎo)致水力裂縫在縫長方向的擴(kuò)展傾向增強，形成的水力裂縫縫長增加。

以圖5的應(yīng)力剖面為基礎(chǔ)，使用壓裂軟件模擬水力裂縫的縱向（縫高）延伸情況，模擬結(jié)果如表2所示。

圖5 長7段測井應(yīng)力計算結(jié)果Fig.5 Stress logging results for the Chang-7 section

表2 長7段水力縫高模擬結(jié)果Table 2 Simulation results of hydraulic fracture height for the Chang-7 section

模擬結(jié)果表明，鈣質(zhì)夾層和致密夾層（復(fù)合層）對于水力裂縫的縱向（縫高）延伸有較強的阻擋作用［12］。在正常施工參數(shù)條件下，縫高只能突破部分夾隔層，而不能完全貫穿整個砂體，也就是說，裂縫只能在局部砂體內(nèi)延伸。

在復(fù)合層效應(yīng)下長7段的水力裂縫模型如圖6所示［13-14］。

圖6 長7段壓裂裂縫縫高延伸模型（復(fù)合層模型）Fig.6 Fr actur e height extension model for the Chang-7(composite layer model)

使用壓裂軟件對實際壓裂井?dāng)?shù)據(jù)進(jìn)行水力裂縫擬合分析，得到了如表3所示的擬合結(jié)果。

表3 長7段壓裂擬合水力半縫長對比Table 3 Simulation r esults of hydr aulic fractur e length for the Chang-7 section

擬合結(jié)果表明，壓裂施工產(chǎn)生的實際水力裂縫長度與原設(shè)計有巨大偏差（大幅度增加）。

4.3 結(jié)果驗證

綜合表3采用新模型模擬的結(jié)果，長7段油藏壓裂施工產(chǎn)生的實際水力裂縫半縫長遠(yuǎn)遠(yuǎn)長于原設(shè)計，導(dǎo)致實際的縫長比超過了0.5（半縫長240～280 m，而井距是420～450 m）。這一模擬結(jié)果可以合理解釋此前該區(qū)塊遇到的問題：

（1）當(dāng)相鄰井都實施了水力壓裂時，容易發(fā)生井間裂縫連通。

（2）在注采井網(wǎng)完善，注水井（注水井為直井，不壓裂）已經(jīng)有一定的注水量的情況下，水力裂縫延伸至水淹區(qū)從而導(dǎo)致壓后生產(chǎn)高含水。

4.4 巴19區(qū)塊壓裂優(yōu)化原則

根據(jù)前述應(yīng)力評價結(jié)論（參考圖5）以及水力裂縫形態(tài)和尺寸的擬合分析結(jié)果，綜合考慮縫間干擾等因素［15］，按照以下原則來優(yōu)化巴19區(qū)塊大斜度井分段壓裂：

（1）細(xì)密分段［16］，一般以4～6段為宜，實際視測井剖面解釋結(jié)論，適當(dāng)考慮多分段。

（2）中等加砂規(guī)模，在工藝條件相近，施工排量砂比等參數(shù)改變不大的情況下，單縫加砂量控制在35～55 m3，一定要考慮復(fù)合層效應(yīng)，通過模擬嚴(yán)格控制水力縫長［17］。

（3）縫長比0.25～0.3為宜，重點考慮部分井網(wǎng)已經(jīng)實施早期注水的情況。

5 實施效果

從2020年開始，遵循上述優(yōu)化原則進(jìn)行壓裂設(shè)計，巴19區(qū)塊實施壓裂施工18口井，平均單井壓裂5段，較2019年增加1.5段，壓裂一次成功率100%。壓裂過程中所有鄰井沒有出現(xiàn)壓力升高或者裂縫連通鄰井的情況。穩(wěn)定生產(chǎn)后含水率保持在30%以下，為正常水平，沒有高含水井。

綜合2020年該區(qū)域壓裂效果，技術(shù)調(diào)整后現(xiàn)場壓裂工藝質(zhì)量獲得提高，長7段油藏壓裂改造質(zhì)量優(yōu)良率100%，大大提高了該區(qū)塊的開發(fā)水平。優(yōu)化調(diào)整后的壓裂方案確保了巴19區(qū)塊的高質(zhì)量開發(fā)。

6 結(jié)論

經(jīng)過壓裂方案優(yōu)化調(diào)整，環(huán)江油田巴19區(qū)塊壓裂效果獲得大幅度提升，對于該地區(qū)大斜度井壓裂有如下認(rèn)識。

（1）巴19區(qū)塊長7油藏發(fā)育的隔層、鈣夾層有較高的應(yīng)力特征，對于水力縫高延伸有較強的抑制作用。由于沒有考慮復(fù)合層效應(yīng)，前期壓裂的實際縫長遠(yuǎn)大于設(shè)計縫長，從而導(dǎo)致了井間連通和溝通水淹區(qū)的問題。

（2）通過縱向應(yīng)力分析，綜合考慮復(fù)合層效應(yīng)，建立了更接近于實際的新的裂縫模型，新裂縫模型縫高減小，縫長增加。

（3）采用新的裂縫模型進(jìn)行壓裂設(shè)計，充分考慮復(fù)合層效應(yīng)，通過模擬嚴(yán)格控制水力縫長，沒有發(fā)生井間連通和溝通水淹區(qū)的問題，長7段油藏壓裂改造質(zhì)量優(yōu)良率100%，大大提高了該區(qū)塊的開發(fā)水平。

（4）長7段油藏的大斜度井身結(jié)構(gòu)需要分段改造，分段原則以細(xì)密分段為主，在壓裂實踐過程中沒有發(fā)現(xiàn)縫間干擾現(xiàn)象。