王世祿

(1.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院,黑龍江大慶 163453;2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江大慶 163453)

松遼盆地北部青山口組、嫩江組兩次大規(guī)模湖侵,發(fā)育兩套半深湖-深湖相富有機(jī)質(zhì)泥頁巖,奠定了頁巖油規(guī)模富集的物質(zhì)基礎(chǔ)[1-3]。從地區(qū)上看,主要分布在齊家-古龍凹陷、三肇凹陷以及大慶長垣南部,由于最先獲得工業(yè)油氣流的井位于古龍凹陷,這類經(jīng)壓裂改造后具有經(jīng)濟(jì)開發(fā)價(jià)值的油氣被稱為古龍頁巖油[4-6]。受自生自儲控制,古龍頁巖油儲層微-納米級孔隙極為發(fā)育,特低孔超低滲的特性使得油氣難以流動,需要大規(guī)模體積壓裂改造才能獲得經(jīng)濟(jì)有效的產(chǎn)能[7-9]。合理的壓裂施工參數(shù)是取得理想產(chǎn)量的關(guān)鍵,何斌等[10]針對伊川凹陷儲層裂縫發(fā)育、基質(zhì)孔隙滲透性差的特點(diǎn),優(yōu)化采用大排量、大液量、低黏度、低砂比的非常規(guī)改造模式,實(shí)現(xiàn)了外圍洛陽-伊川盆地油氣勘探的重大突破;時耀亭等[11]通過壓裂液、支撐劑優(yōu)選及壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì),形成適用于大港油田的水平井多段壓裂技術(shù),取得了較好的增產(chǎn)改造效果;李國欣等[12]通壓高精度巖石物理實(shí)驗(yàn)、數(shù)字巖心以及測井新技術(shù)資料,對鄂爾多斯盆地長7段頁巖油有利巖相進(jìn)行識別優(yōu)選,并對壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化,有力支撐了風(fēng)險(xiǎn)探井的重大突破;章敬[13]針對吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲層埋藏深度大、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、原油黏度高等突出矛盾,創(chuàng)新形成以“優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)鉆遇率+密切割+高強(qiáng)度改造”為主體的壓裂工藝,為吉木薩爾頁巖油藏規(guī)模開發(fā)提供強(qiáng)有力支撐。

與鄂爾多斯盆地粉砂級頁巖油及吉木薩爾蘆草溝組混積型頁巖油不同,古龍頁巖油儲層為泥級頁巖,具有獨(dú)特的地質(zhì)特征[14-15]。目前主要采用密切割極限限流布孔方式,羥丙基胍膠壓裂液(以下簡稱胍膠壓裂液)-滑溜水復(fù)合壓裂液體系,70/140目+40/70+20/40目粒徑石英砂組合,將滑溜水和粉砂比例提高至80%,旨在提高裂縫復(fù)雜程度,實(shí)現(xiàn)微縫有效支撐。從先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)壓后排采效果來看,單井最高平均日產(chǎn)油量超過30 m3,但生產(chǎn)3個月產(chǎn)油量下降了60%,部分單井返排率超過80%,油層供液嚴(yán)重不足,生產(chǎn)難以維持。由于缺少壓裂施工參數(shù)優(yōu)化,儲層改造體積受限,人工裂縫與油藏系統(tǒng)的匹配性不高,改造效果不理想。借助Petrel地質(zhì)工程一體化工作平臺,在古龍頁巖油儲層三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上,以最大儲層改造體積和構(gòu)建合理導(dǎo)流能力為目標(biāo),開展壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì),提高儲層改造效果。

1 古龍頁巖油儲層特征及壓裂需求

1.1 古龍頁巖油儲層特征

古龍頁巖油儲層為典型的陸相淡水湖盆沉積,其中青山口組沉積厚度90～270 m,甜點(diǎn)段單層厚度3.6～10.0 m,主要為層狀頁巖和紋層狀頁巖,頁理縫密度高達(dá)1 000～3 000條/m。巖心實(shí)測總孔隙度6.2%～11.6%,有效孔隙度2.3%～7.1%,微納米孔隙發(fā)育,以2～50 nm的介孔為主,發(fā)育少量大于50 nm的宏孔。氣測滲透率0.20×10-3～14.58×10-3μm2,覆壓(27 MPa)水平滲透率0.011×10-3～1.62×10-3μm2,平均0.58×10-3μm2,垂向滲透率小于0.000 1×10-3μm2。古龍頁巖油成熟度相對較高,齊家-古龍凹陷Ro達(dá)0.75%～1.70%。含油性好,平均TOC含量大于2%,平均S1大于6 mg/g;巖心實(shí)測及二維核磁分析表明,平均含油飽和度大于45%。平均脆性礦物含量約40%,可壓性好[16]。

1.2 古龍頁巖油壓裂需求

目前,國內(nèi)外頁巖油氣井壓裂液體系通常以滑溜水為主,提高縫內(nèi)凈壓力,形成復(fù)雜縫網(wǎng)。但滑溜水黏度低,濾失系數(shù)大,造縫能力不如傳統(tǒng)胍膠壓裂液,攜砂能力一般,支撐劑易在裂縫底部堆積,上部裂縫幾乎沒有支撐,有效支撐裂縫面積大大減少[17]。與國內(nèi)其他頁巖油不同,古龍頁巖油具有氣油比高、地層原油黏度低的特點(diǎn)。由于水平層理的發(fā)育,儲層在水平方向的滲透率遠(yuǎn)大于垂向滲透率,為了實(shí)現(xiàn)儲層改造體積最大化,獲得更高的產(chǎn)量,體積壓裂應(yīng)盡量提高裂縫高度和裂縫長度,以獲得更大面積的垂向人工裂縫,利用水平層理的滲透率,形成有效的人工裂縫-油藏滲流系統(tǒng)。與常規(guī)油藏不同,古龍頁巖油由于特低孔超低滲的特征,使得原油豐度有限,對裂縫導(dǎo)流能力的需求相對不高,為了提高經(jīng)濟(jì)性,壓裂改造應(yīng)以形成整體有效支撐的縫網(wǎng)為主,導(dǎo)流能力能滿足油藏的排采需求即可。

2 壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

2.1 簇間距優(yōu)化

合適的簇間距對儲層改造效果有著非常重要的影響,簇間距過大,裂縫之間的原油滲流距離過遠(yuǎn),難以有效動用,縫控體積有限;簇間距過小,則會產(chǎn)生縫間干擾,影響儲層改造體積,造成裂縫形態(tài)復(fù)雜,施工壓力升高,壓裂改造的難度增加。在相同施工規(guī)模的條件下,模擬不同簇間距時,儲層改造后人工裂縫的擴(kuò)展情況,如圖1所示,簇間距小于7 m時,裂縫從井筒到裂縫遠(yuǎn)端呈發(fā)散狀態(tài),變形明顯,縫間干擾嚴(yán)重,裂縫之間存在重復(fù)改造區(qū);簇間距達(dá)到10 m時,裂縫變形情況有所緩解,但仍有裂縫存在相互干擾;簇間距達(dá)到15～20 m時,裂縫變形情況明顯改善,僅有少部分裂縫之間存在交叉重合。

圖1 不同簇間距下人工裂縫形態(tài)

統(tǒng)計(jì)與裂縫不同距離時儲層滲透率的變化情況發(fā)現(xiàn),隨著距人工裂縫距離的增加,儲層滲透率逐漸下降,距人工裂縫7～8 m時的儲層滲透率與基質(zhì)滲透率相差無幾,裂縫單側(cè)溝通距離為7～8 m。結(jié)合不同簇間距裂縫形態(tài)模擬結(jié)果,最優(yōu)簇間距約為15 m。

2.2 施工規(guī)模及胍膠壓裂液比例優(yōu)化

模擬滑溜水與胍膠壓裂液條件下,不同單簇液量下的人工裂縫擴(kuò)展情況,如圖2所示,在使用胍膠壓裂液時,縫長隨著單簇液量的增加快速增長,當(dāng)單簇液量達(dá)到450 m3時,縫長為367 m,隨后增速變緩,當(dāng)單簇液量達(dá)到550 m3時,縫長增至380 m,隨后幾乎不再變化;縫高隨著單簇液量的增加呈近似線性增加,單簇液量達(dá)到300 m3時,縫高為24.7 m,隨后增速變緩,單簇液量達(dá)到900 m3時,縫高達(dá)到29.7 m。在使用滑溜水時,縫長增長速度較慢,單簇液量達(dá)到250 m3時,縫長為176 m,隨后增速變慢,單簇液量達(dá)到1 000 m3,縫長達(dá)到295 m;當(dāng)單簇液量達(dá)到150 m3時,縫高增至13.6 m,隨后增速明顯變緩,當(dāng)單簇液量達(dá)到1 000 m3后,縫高達(dá)到18.1 m。模擬結(jié)果表明,使用胍膠壓裂液更有利于裂縫長度和高度的擴(kuò)展,能獲得更大的裂縫面積,滑溜水黏度較低,濾失系數(shù)大,裂縫擴(kuò)展相對較慢,不宜單獨(dú)使用。胍膠壓裂液最優(yōu)用量為單簇液量 450～550 m3。

圖2 單簇液量對裂縫擴(kuò)展的影響

胍膠壓裂液具有較高的黏度,有利于裂縫的擴(kuò)展,而滑溜水黏度相對較低,有利于頁理縫的開啟,提高裂縫的復(fù)雜程度,且具有更低的價(jià)格,有利于降低施工成本。優(yōu)化胍膠壓裂液的比例,在保證儲層改造體積的同時,適度提高裂縫的復(fù)雜程度,對于提高單井產(chǎn)量具有重要意義。模擬了單簇液量500 m3、單簇砂量10 m3條件下,不同胍膠壓裂液比例對裂縫擴(kuò)展和鋪砂剖面的影響,如圖3所示,胍膠壓裂液比例對縫長影響較大,對縫高影響相對較小;將胍膠壓裂液比例增至60%時,縫長快速增至347 m,隨后增速變緩,當(dāng)胍膠壓裂液比例增至80%時,縫長達(dá)到371 m,隨后幾乎不再變化;而縫高的增長受胍膠壓裂液比例影響較小,胍膠壓裂液比例增至20%時,縫高快速增至21.5 m,隨后增速明顯放緩,當(dāng)胍膠壓裂液比例達(dá)到40%時,縫高達(dá)到23.4 m,當(dāng)胍膠壓裂液比例增至90%時,縫高達(dá)25.3 m。

圖3 胍膠壓裂液比例對裂縫擴(kuò)展的影響

胍膠壓裂液比例對鋪砂剖面也有較大影響,如圖4所示,當(dāng)全部使用滑溜水時,支撐劑呈不均勻狀態(tài)沉積在裂縫的底部,上部未充填部分占全部裂縫面積的70%以上;將胍膠壓裂液比例提高至20%時,近井筒裂縫充填有所改善,遠(yuǎn)端裂縫幾乎沒有支撐;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高至40%時,鋪砂剖面得到明顯改善,除近井筒上部和裂縫遠(yuǎn)端部分,其余裂縫都得到較好的充填;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高至60%時,鋪砂剖面進(jìn)一步改善,除裂縫遠(yuǎn)端外,80%以上的裂縫面積都得到了有效的支撐;當(dāng)胍膠壓裂液比例提高到80%以上后,90%以上的裂縫面積都得到有效充填,有效支撐裂縫面積比例大幅提高。因此,為改善鋪砂剖面,提高裂縫充填效果,胍膠壓裂液比例應(yīng)提高到60%以上,滑溜水比例不宜超過40%。

古龍頁巖油目前已初步形成胍膠壓裂液+滑溜水的復(fù)合壓裂體系,泵注程序主要是借鑒以往的施工經(jīng)驗(yàn),但對于前置液比例還缺少必要的優(yōu)化。前置液的作用是破裂地層并造成一定幾何尺寸的裂縫,以備后面攜砂液的進(jìn)入。為了提高液體效率,可在前置液中加入一定比例(3%～10%)70/140目石英砂,以堵塞地層中的微裂縫,降低液體的濾失,實(shí)現(xiàn)高效造縫。前置液對于降低施工壓力,提高裂縫長度具有重要作用。通過模擬單簇液量500 m3條件下不同前置液比例時的最終裂縫長度發(fā)現(xiàn),最終裂縫長度隨前置液比例增加而增大,前置液比例達(dá)到30%后,裂縫長度增長速度變緩,當(dāng)前置液比例達(dá)到40%后,縫長幾乎不再變化,因此,優(yōu)化前置液比例為40%左右。前期施工過程中,部分壓裂井段出現(xiàn)施工壓力過高的情況,后經(jīng)凍膠-低砂比段塞處理,打磨近井裂縫,使近井摩阻降低,施工壓力也明顯下降,施工順利完成。這說明前置液能夠有效地開啟壓裂液入井通道,保證后續(xù)能夠順利加砂。模擬結(jié)果顯示,低砂比前置液還可減少裂縫遠(yuǎn)端未支撐裂縫面積,使鋪砂剖面得到明顯改善。

2.3 單簇砂量及比例優(yōu)化

目前,古龍頁巖油已經(jīng)形成70/140目(0.106～0.212 mm)、40/70目(0.212～0.425 mm)、20/40目(0.425～0.850 mm)的石英砂多級粒徑支撐劑體系,但對于不同粒徑石英砂的比例及單簇加砂量缺少優(yōu)化。通過模擬60%、80%、100%胍膠壓裂液比例條件下裂縫擴(kuò)展情況,得到裂縫寬度分布情況,如圖5所示,根據(jù)縫寬的分布情況匹配不同粒徑的石英砂,實(shí)現(xiàn)分級有效支撐。為了降低砂堵風(fēng)險(xiǎn),提高裂縫充填效果,縫寬需大于三倍支撐劑粒徑;縫寬小于1 mm的裂縫使用70/140目石英砂,縫寬在1～3 mm范圍內(nèi)的使用40/70目石英砂,縫寬大于3 mm的裂縫使用20/40目石英砂。以胍膠壓裂液比例60%為例,大于3 mm的裂縫約占裂縫剖面的40%,縫寬在1～3 mm的裂縫約占裂縫剖面的20%,小于1 mm的裂縫約占裂縫剖面的40%,則70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為424;同理,胍膠壓裂液比例為80%時,70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為433;胍膠壓裂液比例為100%時,70/140目、40/70目、20/40目石英砂的比例約為532。

通過模擬單簇液量500 m3條件下、胍膠壓裂液比例分別為60%、80%、100%時,不同單簇砂量下的裂縫平均導(dǎo)流能力,如圖6所示,單簇加砂小于5 m3時,裂縫導(dǎo)流能力隨單簇砂量增加快速升高;單簇加砂大于5 m3后,裂縫導(dǎo)流能力的增速變緩。當(dāng)單簇砂量相同時,隨著胍膠壓裂液比例的增加,裂縫導(dǎo)流能力降低,胍膠壓裂液比例為60%時,裂縫擴(kuò)展相對受限,人工裂縫面積較小,且近一半的支撐劑由滑溜水?dāng)y帶,導(dǎo)致鋪砂不均勻,裂縫底部沉積較多而上部裂縫沒有得到有效支撐,使實(shí)際支撐裂縫導(dǎo)流能力大幅增加。隨著胍膠壓裂液比例的增加,更有利于人工裂縫的擴(kuò)展,人工裂縫面積增大,同時由于鋪砂均勻,鋪砂濃度降低,導(dǎo)流能力下降。將人工裂縫簡化為長度為L(裂縫長度),高度為h(裂縫高度),寬度為w(裂縫寬度)的均勻充填的砂體,根據(jù)達(dá)西定律,單個裂縫的生產(chǎn)能力公式為:

圖6 不同單簇砂量下的裂縫導(dǎo)流能力

(1)

式中:Q為單縫生產(chǎn)能力,m3/d;k為人工裂縫滲透率,μm2;A為人工裂縫橫截面積,cm2;w為人工裂縫寬度,mm;h為人工裂縫高度,m;L為人工裂縫長度,m;D為人工裂縫導(dǎo)流能力,μm2·mm;ΔP為生產(chǎn)壓差,MPa;μ為原油黏度,mPa·s。

在地層條件和施工參數(shù)不變的情況下,單縫生產(chǎn)能力與裂縫導(dǎo)流能力成正比。模擬人工裂縫高度20 m,裂縫長度300 m,生產(chǎn)壓差5 MPa,原油黏度5 mPa·s,可得到裂縫導(dǎo)流能力與單縫產(chǎn)能的對應(yīng)關(guān)系。模擬水平井水平段長2 000 m,簇間距15 m,134簇,預(yù)測產(chǎn)量40 m3/d,假設(shè)僅有50%的裂縫有產(chǎn)能貢獻(xiàn),單縫產(chǎn)量約為0.6 m3/d,在全部胍膠壓裂液條件下,單簇加砂16 m3即可滿足產(chǎn)能需求,繼續(xù)增加單簇砂量對導(dǎo)流能力的貢獻(xiàn)有限,考慮一定的富余量,單簇砂量應(yīng)控制在20 m3以內(nèi)。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

根據(jù)研究成果,形成了以“提液控砂、高黏擴(kuò)縫、前置處理、分類支撐”為理念的古龍頁巖油水平井壓裂設(shè)計(jì)方法,采用密切割布縫,前置采取高黏胍膠壓裂液造主縫、低黏滑溜水低砂比攜砂提高裂縫復(fù)雜程度的逆混合密切割體積改造壓裂工藝,完成B-1井、B-2井和B-3井的壓裂設(shè)計(jì),3口井平均水平段長度2 456 m,平均簇間距15 m,設(shè)計(jì)胍膠壓裂液比例80%,單簇液量370～630 m3,配合前置CO2增能、層間暫堵等壓裂工藝,完成現(xiàn)場壓裂施工。

現(xiàn)場微地震監(jiān)測結(jié)果如圖7所示,單簇液量370 m3,監(jiān)測縫長223 m(23段);單簇液量470 m3,監(jiān)測縫長287 m(35段);單簇液量510 m3,監(jiān)測縫長317 m(31段);單簇液量550 m3,監(jiān)測縫長334 m(19段);單簇液量630 m3,監(jiān)測縫長336 m(13段)。監(jiān)測結(jié)果表明,最優(yōu)單簇液量500 m3左右,縫長超過310 m,當(dāng)單簇液量超過550 m3后,繼續(xù)增加單簇液量對縫長增長的貢獻(xiàn)有限,現(xiàn)場試驗(yàn)與模擬結(jié)果基本一致。

圖7 B-1井、B-2井和B-3井微地震監(jiān)測結(jié)果

4 結(jié)論

1)提高單簇液量和胍膠壓裂液比例有利于裂縫的擴(kuò)展,改善鋪砂剖面,最優(yōu)單簇液量為450～550 m3,胍膠壓裂液比例應(yīng)提高至60%以上。

2)最優(yōu)前置液比例為40%,在前置液中加入少量(3%～10%)70/140目石英砂有利于打磨近井裂縫,降低摩阻,也有利于改善裂縫遠(yuǎn)端鋪砂剖面。

3)胍膠壓裂液比例分別為60%、80%、100%時,70/140目、40/70目、20/40目石英砂比例分別為 424、433、532,單簇加砂量應(yīng)控制在20 m3以內(nèi)。

4)現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明,以“提液控砂、高黏擴(kuò)縫、前置處理、分類支撐”為理念的古龍頁巖油水平井壓裂設(shè)計(jì)方法,能有效提高裂縫擴(kuò)展長度,獲得更大的裂縫面積,增加儲層改造體積。