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鄂尔多斯盆地超低渗透油藏基质渗透率低(< 1.0 mD), 地层压力系数低(< 0.8), 采用常规直井压裂开发效益差。随着水平井钻井+分段压裂技术进步与规模应用, 大幅提高了该类油藏的单井产量, 初期产量8~10 t, 达到周围直井的4~5倍[1]。然而, 随着生产时间的延长, 受储层物性致密、初次完井改造不充分及面积井网注水驱替系统难以建立等因素影响, 部分压裂水平井产量递减较大[2], 1年递减30%~50%, 2年递减60%~80%, 油藏压力保持水平不足80%。对该类低产水平井如何进行重复改造来提高单井产量是面临的现实问题。近年来, 以北美页岩气、致密油为代表的非常规油气田重点针对初次改造不充分的水平井开展了重复压裂探索试验, 主要针对初次改造不充分的井段, 通过段间或簇间补孔, 考虑施工效率和作业成本, 主体工艺采用光套管多级暂堵压裂工艺重复改造[3-5], 取得了较好的增产效果, 但该技术是笼统压裂, 不能定点压裂, 且分段压裂规模不能确定。国内针对非常规油藏低产水平井重复压裂也开展了探索试验, 主要针对初次改造程度较低的水平井, 采用双封单卡拖动[5]或套内封隔器滑套分段压裂工艺[6-7]定点改造, 但也存在管柱复杂、作业效率较低等问题。笔者以鄂尔多斯盆地超低渗透油藏水平井为研究对象, 在剖析递减原因和剩余油分布特征的基础上, 提出通过增加储层改造体积兼顾补充地层能量来提高单井产量、改善开发效果, 最终形成了一种适合该类储层水平井的重复压裂方法。
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以华庆长X层系为代表的超低渗透油藏储层致密, 基质渗透率0.3 mD, 孔隙度10%~12%, 孔喉中值半径0.1~0.2 μm, 油藏埋深2 000~2 200 m, 地层压力系数0.7~0.8[8]。该类油藏初次采用水平井五点注采井网开发, 1口水平采油井对应4口直井注水井, 水平段长度600~800 m, 井距600 m, 排距150 m。水平井井眼垂直于最大主应力方位, 通过水力喷砂分段压裂工艺改造, 形成多条单一横切裂缝, 采用“纺锤型”布缝方式, 半缝长依次为120、140、160、180、180、180、160、140、120 m(见图 1)。裂缝段间距60~80 m, 单井平均改造8~10段。投产初期单井产量8~10 t/d, 但整体表现为递减较大的特征, 1年后递减至4~6 t/d, 2年后递减至2~4 t/d。
图 1 五点井网及布缝示意图
Figure 1. Five-spot pattern and fracture distribution sketch
通过对比分析同区块水平井生产动态, 其递减原因主要包括3个方面:一是初次改造裂缝间距大, 不能完全控制储量; 二是单段改造规模小, 横向、纵向上储层改造体积有限; 三是致密储层存在启动压力梯度[9-10], 面积井网注水难以建立有效驱替, 特别是水平段中部地层能量补充困难, 导致地层流体有效渗流距离(油藏任意点与人工裂缝或井筒的距离)大幅减小(见式1)。以基质渗透率0.3 mD、初始地层压力16 MPa油藏为例, 其初始有效渗流距离为36 m, 段间距60~80 m可满足渗流要求, 但地层压力下降至10 MPa时有效距离仅16 m(见图 2), 人工裂缝已不能完全控制段间与缝端的流体流动。
图 2 不同地层压力下有效渗流距离
Figure 2. Effective seepage distance under different formation pressure
$$ L=\frac{p-p_{\mathrm{w}}}{G} $$ (1) 式中, L为有效渗流距离, m;p为地层压力, MPa; pe为井底流压, MPa; G为启动压力梯度, MPa/m。
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综合储层物性参数、注采井网形式及布缝方式, 建立了五点注采井网数值模型, 对生产动态历史拟合, 模拟其生产2.5年后压力场及剩余油分布规律。模拟结果表明, 距离水井越远, 地层压力越低, 水平段中部为明显的低压区域, 且储量动用集中于近裂缝地带, 剩余油富集于裂缝之间(见图 3), 整体动用程度较低, 重复改造的增产潜力较大。
图 3 QP水平井压力场与剩余油场分布
Figure 3. The pressure feld of horizontal Well QP and the distribution of remaining oil
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国内外非常规储层水平井开发实践表明, 其增产效果与储层泄流体积[11-12]、地层能量保持水平[13]相关性强, 因此实现致密油藏水平井增产的核心在于增加油藏泄流体积, 同时兼顾改造区域内的地层能量的补充。基于超低渗透油藏五点井网水平井递减原因、压力场和剩余油场分布特征, 提出了对距离水线较远的水平段中部的裂缝实施分段体积压裂重复改造的思路, 在提高单井产量的同时规避见水风险。该方法将体积压裂与补充能量集为一体, 一是通过高排量和多级暂堵进一步增加储层改造体积和裂缝复杂程度, 缩短流体渗流距离, 动用缝间和井间剩余油, 二是借助压裂将大量多功能液体高排量注入地层, 并在施工结束后关井, 充分发挥渗析平衡作用实现油水置换, 同时扩散压力进一步补充油藏深部地层能量, 形成水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段体积复压工艺模式。
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非常规油气藏储层改造体积(SRV)越大, 单井产量越高[13-14]。为获得较大的油藏泄流体积, 可通过高排量泵注和多级暂堵, 提高缝内净压力, 开启天然微裂缝, 形成复杂的裂缝网络。
3.1.1施工排量优化 鄂尔多斯盆地超低渗透油藏水平两向应力差较小(水平两向应力差4~6 MPa, 非均质系数小于0.12~0.20), 天然微裂缝发育(0.12~0.35条/m), 岩石脆性指数较高(40%~50%), 具备体积压裂形成复杂裂缝网络的条件[15-18]。根据Warpinski和Teufel提出的破裂准则[19], 当天然裂缝发生张性断裂时, 所需的缝内净压力为
$$ p_{\mathrm{n}} \gt \frac{\sigma_{\mathrm{H}}-\sigma_{\mathrm{h}}}{2}(1-\cos 2 \theta) $$ (2) 式中, pn为净压力, MPa; σH为最大水平主应力, MPa; σh为最小水平主应力, MPa; θ为天然裂缝与水平最大主应力方位夹角, °。
以华庆长X超低渗透油藏为例, 其初始水平两向应力差5~6 MPa, 当式(2)中θ为90°, 即天然裂缝与水平最大主应力方位夹角垂直时, 天然裂缝张开所需的缝内净压力为5~6 MPa。且水平井生产2年孔隙压力下降导致两向应力差降低1~2 MPa[20], 更有助于张开微裂缝、增加储层改造体积。研究表明, 裂缝缝内净压力与施工排量正相关、与储层厚度负相关(见式3)[21-22], 其中KIC/H4值较小, 可忽略不计。华庆长X一口油层厚度为20 m的定向井新井在2.0 m3/min排量下实测净压力为3.5 MPa, 将该储层厚度、施工排量下实测的净压力与式(3)联合计算(式4), 即可获得不同储层厚度、施工排量下的净压力图版(图 4), 从而反算体积压裂所需排量。按华庆长X油层厚度20 m、水平井老井的两向应力差4~5 MPa计算, 实现地层天然微裂缝张开的排量为4~6 m3/min。
图 4 不同储层厚度下净压力与施工排量关系曲线
Figure 4. Relationship between net pressure and construction displacement for different reservoir thickness
$$p_{\mathrm{n}} \propto\left(\frac{E^{4}}{H^{4}} \frac{Q \mu L}{E}+\frac{K_{\mathrm{IC}}}{H^{4}}\right)^{1 / 4}$$ (3) $$p_{\mathrm{n} \text { 计算 }}=\left(\frac{Q_{\text {计算 }}^{1 / 4}}{H_{\text {计算 }}} \cdot p_{\mathrm{n} 实测} \right) \quad / \frac{Q_{\text {实测 }}^{1 / 4}}{H_{\text {实测 }}}$$ (4) 式中, E为弹性模量, MPa; H为裂缝高度, m;Q为施工排量, m3/min; μ为液体黏度, mPa·s; L为裂缝半长, m;KIC为岩石断裂韧性, MPa。
3.1.2多级暂堵优化 在获得较大储层改造体积的同时, 为进一步增加裂缝与油藏接触面积, 在施工过程中加入不同尺度的暂堵剂促使裂缝复杂化。一是在施工初期加入大尺度的暂堵剂(4~6 mm油溶性暂堵剂、8~16目石英砂及自降解纤维)在近井筒及缝口堆积, 封堵原始裂缝孔眼, 增加井底净压力, 将裂缝转至未起裂的孔眼开启新簇; 二是在施工中后期加入小尺度暂堵剂(1~3 mm油溶性暂堵剂、20~40目石英砂)在裂缝内部桥堵, 通过增加缝内净压力开启天然微裂缝, 从而使裂缝向侧向扩展, 更大程度上动用缝间剩余油。暂堵剂浓度及加入用量根据现场压力反映实时调整。
图 5是QP水平井第2段重复压裂施工的实测净压力曲线, 该曲线由缝内净压力、泵注排量和支撑剂浓度组成, 两级暂堵剂皆由较高浓度的支撑剂携带加入。各参数变化范围是排量4.5~6.0 m3/min, 支撑剂浓度120~700 kg/m3, 净压力3~5.5 MPa。从图中可以看出, 施工早期缝内净压力为3.0~5 MPa, 但受裂缝扩展影响, 净压力呈下降趋势。在加入第1级近井筒暂堵剂后净压力升高2 MPa, 在施工中后期加入第2级缝端暂堵剂后净压力又上升2 MPa。2次暂堵剂进入地层后都有明显的破裂压力显示, 开启新缝的可能性较大。从暂堵前后净压力曲线形态来看, 净压力明显提升并稳定在5~6 MPa, 满足了地层所需净压力要求, 而且呈锯齿状波动, 表明形成的裂缝复杂程度较高。
图 5 QP水平井第2段两级暂堵施工实测净压力曲线
Figure 5. Measured net pressure during the two-stage temporary plugging in the second section of horizontal Well QP
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低压油藏水平段中部区域地层能量快速下降是递减的原因之一。近年来国内外致密油储层矿场实践探索了注水吞吐采油的开发方式, 即水平井分段压裂后衰竭式开采, 待地层能量不足通过注水闷井来提高本井和邻井产量[22]。其增产机理一方面是渗析平衡, 即在毛细管力作用下水与原油置换实现本井增产, 另一方面是对低压油藏的能量补充实现邻井增产。以此为借鉴, 将水平井重复压裂与补充地层能量相结合, 一方面利用压裂液的造缝、携砂, 另一方面采用多功能压裂液分阶段泵注施工, 并在压后实施关井扩压, 兼顾了地层能量的有效补充。
3.2.1压裂液组合及液量优化 具体分3个阶段泵注3种类型液体:首先小排量挤入弱酸性的解堵液预处理, 清洗井筒孔眼、近井筒地带、深部裂缝壁面及微裂缝通道; 其次高排量注入大量的低摩阻表面活性剂类的驱油型压裂液, 补充深部地层能量, 实现井组内本井段裂缝注入, 而邻井相应裂缝段受效的目的; 最后泵注携带组合粒径支撑剂的交联压裂液, 用于获得满足油藏长期导流能力的主支裂缝网络系统。
入地液量参照单段累计亏空液量、基质渗透率和超前注水地层能量保持水平计算[9]
$$ V=\eta_{\mathrm{s}} V_{\mathrm{k}}=130.4 k_{0}^{-0.1258} V_{\mathrm{k}} $$ (5) 式中, V为单段压裂液量, m3; Vk为单段亏空液量, m3; k0为基质渗透率, mD。
单段液量优化为800~1 000 m3, 从微地震监测结果来看, 裂缝半长245~275 m(图 6), 基本覆盖了水平井井距600 m左右的控制区域。
图 6 华庆长X区块Y297-61井体积压裂重复改造井下微地震监测图
Figure 6. Downhole micro seismic monitoring diagram of repeated volumetric fracturing stimulation in Well Y297-61 in Chang X block of Huaqing
3.2.2压后关井扩散压力时间优化 施工结束后通过井口关井强制扩散地层压力进一步提高补充地层能量效率。井底压力、温度监测结果表明(见图 7), 在关井0.5~1.0 d后压力、温度导数接近于0(见图 8)。同时图 9的压力-时间双对数曲线中1/2和-1/2切线的交点表明, 在0.5~1.0 d内流体流态由裂缝线性流转为地层线性流, 受启动压力梯度影响, 基质渗流阻力增大, 压力基本不再扩散, 此时可结束关井。
图 7 QP水平井第2段压后关井压力降落曲线
Figure 7. Shut-in pressure decline after the fracturing of the second section in horizontal Well QP
图 8 QP水平井第2段关井压力与时间双对数曲线
Figure 8. Log-log plot of shut-in pressure and time of the second section in horizontal Well QP
图 9 水平井体积复压与常规复压生产曲线对比
Figure 9. Comparison of production curve between repeated volumetric fracturing and conventional repeated fracturing of horizontal well
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因水平井老井初次改造井筒射开程度高, 需对目的重复改造井段与其他井段进行隔离。扩张式双封单卡管柱是水平井拖动分段作业常用的工具[5], 但该管柱需一定的施工排量才能保持坐封, 停泵后易解封, 不能实现定点关井扩散压力。为此设计了不依赖排量坐封的压缩式(Y211+Y111)双封单卡管柱, 管柱组合由上而下为:油管至井口+安全接头+油管+反洗阀+水力锚+Y111封隔器+调整油管+喷砂器+单流阀+伸缩补偿器+Y211封隔器。该管柱操作步骤为:首先预置在目的重复压裂井段, 通过井口上提管柱1.5~2.0 m将底部Y211封隔器变换轨道, 然后下放管柱压缩胶筒实现坐封; Y211封隔器坐封后, 对上部管柱提供锚定支撑, 管柱继续下放压缩Y111封隔器胶筒使其坐封。该压缩式双封单卡管柱坐封后可实现任意排量注入, 且在停泵后保持坐封, 在井口关井可实现定点扩散压力。完成目的井段重复压裂后上提管柱即可解封, 拖动至下一井段重复上述工序来完成多段压裂和关井测压降作业。该管柱耐压70 MPa, 耐温120 ℃, 满足鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层水平井重复压裂要求。同时通过增加直井段油管内径(直井段77.9 mm+水平段62 mm)和应用低摩阻压裂液, 该管柱可以实现分段中高排量泵注, 现场最高施工排量达到了6 m3/min(图 5)。
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在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井体积压裂重复改造试验, 井均体积复压5~6段, 单段支撑剂量50~60 m3, 排量4~6 m3/min, 液量800~1 000 m3, 同时采用组合粒径支撑剂、缝口缝内两级暂堵, 单段压后关井扩压1~2 d。措施后平均单井日产油量由1.6 t/d提高至6.2 t/d, 达到了本井投产初期产量, 井组地层能量上升2~4 MPa, 1年累计增油量达1 200 t。其中1口试验井的相邻水平井受油藏压力恢复影响, 也见到了增产效果, 日产油量由1.5 t/d上升到3.0 t/d, 累计增油量达100 t。
长期跟踪发现, 5口体积复压水平井与同区块常规复压水平井相比, 井均日增油由2.3 t提高至4.6 t(见图 9)。图 10为体积复压复产与本井初次压裂投产的月产油量对比曲线, 可以看出复压后1年产量递减率30%, 明显小于初次压裂后的产量递减率68%。现场试验结果表明, 体积压裂重复改造技术改善了超低渗透油藏低产水平井的开发效果。
图 10 水平井体积复压与初次压裂生产曲线对比
Figure 10. Comparison of production curve between repeated volumetric fracturing and initial fracturing of horizontal well
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(1) 长庆油田超低渗透油藏水平井产量递减大, 主要受储层致密、初次完井工艺不充分、注水驱替系统难以建立等因素影响。
(2) 水平井体积压裂重复改造集成体积压裂与补充能量为一体, 通过体积压裂增加储层改造体积和裂缝复杂程度, 同时实现了油藏深部能量有效补充, 可以达到缩短流体渗流距离、降低地层渗流阻力的目的。
(3)“中高排量注入、多级暂堵、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段体积复压工艺对改善超低渗透油藏低产水平井开发效果具有较好的适应性。
Study on repeated stimulation technology and its application to in low-yield horizontal wells in ultra low permeability oil reservoirs, Changqing Oilfield
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摘要: 受储层致密低压、完井改造程度低、长期注采驱替难以建立等因素影响，鄂尔多斯盆地部分水平井产量递减大而低产。通过对水平井典型注采井网的生产动态进行历史拟合，研究了油藏压力和剩余油分布特征。以扩大储层改造体积、增加裂缝复杂程度、恢复缝网导流、解除深部堵塞和提升地层能量为目的，集成体积压裂与补充能量为一体进行重复改造设计，形成了水平井“高排量注入、两级暂堵升压、多功能压裂液、压后关井扩压”的分段补能体积复压工艺模式和配套的压缩式双封单卡组合管柱。优化施工排量为4~6 m3/min，缝口缝内两级暂堵转向，单段液量为800~1 000 m3，单段压后关井1~2 d。在鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开展了5口水平井现场试验，单井补能体积复压5~6段，井均日产油量由1.6 t提高至6.2 t，达到了本井投产初期产量，与同区块常规复压井相比日增油提高了1倍。井组地层能量上升2~4 MPa，1年累计增油量超过1 200 t，与本井初次压裂投产相比年递减率降低38%。该技术对其他非常规储层提高水平井老井产量及最终采出程度有一定的借鉴。Abstract: In the Ordos Basin, the production rate of some horizontal wells declines signifcantly to the low value for the reservoirs are tight with low pressure, the completed wells are less stimulated and long-term injection and production displacement cannot be established easily. In this paper, history match was performed on the production performance of typical injection-production pattern of horizontal well to investigate the oil reservoir pressure and remaining oil distribution characteristics. Volumetric fracturing and energy complement was integrated for repeated stimulation design so as to enlarge reservoir stimulation volume, increase fracture complexity, recover fracture network diversion, remove deep blockage and improve formation energy. Then, the technological model for the stagedenergy complement and repeated volumetric fracturing of horizontal well was established, i.e., "high fow rate injection, two-stage temporary plugging for boosting, multi-functional fracturing fuid, and post-fracturing shut in for diffusion", and its support compression string with twin packer and single slip was developed. The optimized fow rate is 4-6 m3/min, there is two-stage temporary plugging for diversion at the opening and inside of fracture, the fuid volume in each section is 800-1 000 m3and shut in period after fracturing of each section is 1-2 d. It was tested on site in 5 horizontal wells in ultra low permeability oil reservoirs in the Ordos Basin. Energy complement and repeated fracturing is carried out at 5-6 sections in each well, and average daily oil production of each well is increased from 1.6 t to 6.2 t, which is equal to its production rate at the early stage of commissioning. And its oil increment is 100% higher than that of the wells which are treated with the conventional repeated fracturing in the same block. The formation energy of the well group rises by 2-4 MPa, the cumulative oil increment is over 1 200 t one year, and yearly decline rate is 38% lower than that after the initial fracturing of this well. This technology can be used as the reference for increasing the production rate and ultimate recovery factor of old horizontal wells in unconventional reservoirs.
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图 2 不同地层压力下有效渗流距离
Figure 2. Effective seepage distance under different formation pressure
图 3 QP水平井压力场与剩余油场分布
Figure 3. The pressure feld of horizontal Well QP and the distribution of remaining oil
图 4 不同储层厚度下净压力与施工排量关系曲线
Figure 4. Relationship between net pressure and construction displacement for different reservoir thickness
图 5 QP水平井第2段两级暂堵施工实测净压力曲线
Figure 5. Measured net pressure during the two-stage temporary plugging in the second section of horizontal Well QP
图 6 华庆长X区块Y297-61井体积压裂重复改造井下微地震监测图
Figure 6. Downhole micro seismic monitoring diagram of repeated volumetric fracturing stimulation in Well Y297-61 in Chang X block of Huaqing
图 7 QP水平井第2段压后关井压力降落曲线
Figure 7. Shut-in pressure decline after the fracturing of the second section in horizontal Well QP
图 8 QP水平井第2段关井压力与时间双对数曲线
Figure 8. Log-log plot of shut-in pressure and time of the second section in horizontal Well QP
图 9 水平井体积复压与常规复压生产曲线对比
Figure 9. Comparison of production curve between repeated volumetric fracturing and conventional repeated fracturing of horizontal well
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