楊 遠,何幼斌,陳 偉

(1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室,長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,湖北武漢430100; 2.中國石化江漢油田分公司江漢采油廠湖北新捷LNG項目部,湖北黃岡438011)

致密油水平井體積壓裂適應(yīng)性評價
——以柴達木盆地扎平X井為例

楊 遠1,何幼斌1,陳 偉2

(1.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室,長江大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院,湖北武漢430100; 2.中國石化江漢油田分公司江漢采油廠湖北新捷LNG項目部,湖北黃岡438011)

為分析體積壓裂技術(shù)對致密油水平井改造的適應(yīng)性,在對體積壓裂概念和特點研究的基礎(chǔ)上,總結(jié)了影響體積壓裂的主控因素及適應(yīng)條件。以扎平X致密油水平井為例,分別從儲層物性、天然裂縫發(fā)育程度、巖石組分、巖石力學(xué)特性及儲層敏感性等幾個方面入手,對該井進行了體積壓裂適應(yīng)性評價。結(jié)果表明,扎平X井水平段測井解釋平均孔隙度為6.0％,評價滲透率為0.91mD,含油飽和度為47.8％,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能極限貢獻率在10％左右。目的層上下發(fā)育一定的天然裂縫;巖石具有一定的脆性,計算結(jié)果表明,扎平X井致密油儲層巖石脆性相對較好;儲層水敏中等偏弱、無酸敏、堿敏中等偏弱、鹽敏弱,存在較強速敏;有利于開展體積壓裂。但儲層存在一定應(yīng)力敏感性,壓裂后返排及生產(chǎn)時應(yīng)注意控制壓差。

體積壓裂;致密油藏;縫網(wǎng);儲層條件

低滲透—超低滲透油氣藏的開發(fā)受儲層條件、注采井網(wǎng)、壓裂工藝等多重因素限制,壓裂時單一增加裂縫長度提高超低滲透油氣藏產(chǎn)量的效果并不明顯。常規(guī)壓裂工藝,特別是水平段壓裂難以實現(xiàn)該類油氣藏的商業(yè)開采,所以必須探索、研究新型的壓裂改造技術(shù)[1-3]。

體積壓裂技術(shù)是非常規(guī)油氣藏后期改造的關(guān)鍵技術(shù)之一,但并不適用于所有的致密油藏。為最大限度節(jié)約成本,實現(xiàn)致密油藏高效開發(fā),提高致密油藏最終采收率,本文以柴達木盆地扎平X井為例對致密油水平井體積壓裂適應(yīng)性進行了評價研究[3-5]。

1 工區(qū)概況

柴達木盆地已歷經(jīng)50余年勘探,在常規(guī)油氣勘探方面取得了重大成績,現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)油田25個。但致密油在柴達木盆地仍然處于探索階段,大規(guī)模體積壓裂改造風(fēng)險大,且儲層條件、成藏機理等基礎(chǔ)地質(zhì)要素認(rèn)識有限,所以施工時不能以偏概全,必須進行單井體積壓裂適應(yīng)性評價,預(yù)防施工風(fēng)險。

扎哈泉工區(qū)位于柴達木盆地西部南區(qū),勘探面積約為1100km2,其構(gòu)造為扎哈泉凹陷內(nèi)在古新世—始新世繼承性隆起基礎(chǔ)上發(fā)育的斷鼻構(gòu)造。早期在下油砂山組進行過巖性油氣藏勘探,2012年開始部署致密油勘探,針對上干柴溝組烴源巖層系的薄砂體鉆探了扎2井并獲得重大突破,自此拉開了致密油勘探的序幕。

扎哈泉工區(qū)巖石類型復(fù)雜,以碎屑巖為主,見少量碳酸鹽巖。儲集空間以殘余原生孔和次生孔為主,少量裂隙孔,殘余原生孔占64％。綜合分析得出:扎哈泉致密油儲層孔隙度集中分布在3.0％～9.0％之間,有效儲層孔隙度平均為5.9％,滲透率集中分布在0.05～1mD之間,平均為0.43mD。含油級別以油浸和油斑為主,含油飽和度平均為62％。

2 體積壓裂技術(shù)

2.1 體積壓裂作用機理

體積壓裂(Stimulated Reservoir Volume)是指在水力壓裂過程中,使天然裂縫不斷擴張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑移,形成天然裂縫與人工裂縫相互交錯的裂縫網(wǎng)絡(luò),從而增加改造體積,提高初始產(chǎn)量和最終采收率[6-8]。

在常規(guī)壓裂工藝的基礎(chǔ)上,通過分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液體和轉(zhuǎn)向材料及技術(shù)的應(yīng)用,在地層中形成一條或多條主裂縫的同時,使裂縫不斷擴張和脆性巖石產(chǎn)生剪切滑動,實現(xiàn)對天然裂縫和巖石層理的溝通,以及在主裂縫的側(cè)向強制形成次生裂縫,并不斷延伸交叉,如此反復(fù),產(chǎn)生分叉縫,最終形成裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)(圖1)。

體積壓裂使裂縫壁面與儲層基質(zhì)的接觸面積增大,油氣從任意方向的基質(zhì)向裂縫的滲流距離縮短,極大地提高了儲層的整體滲透率,實現(xiàn)了對儲層長、寬、高三維方向的全面改造,從而提高初始產(chǎn)量和最終采收率[9]。

2.2 主要控制因素與適用條件

體積壓裂能否形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)(縫網(wǎng))由地質(zhì)因素和施工工藝兩大主控因素決定,其中地質(zhì)因素又可分為儲層巖石礦物和儲層天然裂縫兩類(表1)。在不同的地質(zhì)條件下,能夠達到最優(yōu)開發(fā)效果的施工工藝各有差異。

表1 體積壓裂主控因素情況表Table 1 main control factors

3 單井實例

3.1 基本數(shù)據(jù)

扎平X井位于柴達木盆地西部坳陷區(qū)扎哈泉凹陷的扎哈泉斷鼻上,完鉆斜深為4220.00m,一開為?444.5mm×398.00m;二開為?311.1mm× 2600.00m;三開為?215.9mm×3520.00m;側(cè)鉆為?215.9mm×3000～4220m,最大井斜為90.4°/ 3486.55m,井底位移A靶點為3400.00m/ 121.29°/200.43m;B靶點為4220.00m/122.08°/ 1060.21m,井身結(jié)構(gòu)見圖2。

3.2 儲層條件

3.2.1 測錄井解釋及物性

滲透率K的大小對體積壓裂有效性起到?jīng)Q定性作用,當(dāng)K≤1mD時,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能極限貢獻率在10％左右;當(dāng)K≤1×10-2mD時,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能極限貢獻在40％左右;當(dāng)K≤1×10-4mD時,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能極限貢獻在80％左右。即儲層滲透率越低,裂縫網(wǎng)絡(luò)在產(chǎn)能貢獻中的作用越明顯,體積壓裂效果越好[10-12]。

由表2可知,扎平X井水平段測井解釋平均孔隙度為6.0％,滲透率為0.91mD,含油飽和度為47.8％,裂縫網(wǎng)絡(luò)對產(chǎn)能極限貢獻率在10％左右。

3.2.2 天然裂縫發(fā)育情況

天然裂縫發(fā)育程度是能否產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)的條件[13]。原生裂縫和次生裂縫的存在能夠增加復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)形成的可能性,從而極大地增大了改造體積、有效提升壓裂效果[14]。扎哈泉致密油儲層儲集空間以殘余原生孔和次生孔為主,少量裂隙孔,主要發(fā)育微孔。成像測井解釋成果及CT掃描實驗分析(圖3)表明,扎平X井目的層上下發(fā)育一定的天然裂縫(表3),例如在3270～3274m之間發(fā)育2條天然裂縫,在3294～3295m之間發(fā)育有4條天然裂縫,平均裂縫密度為1.25條/m,壓裂時有利于復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)的形成。測井結(jié)果顯示,天然裂縫以高導(dǎo)縫為主,裂縫傾角為30°～60°。

表2 扎平X井水平段測井解釋結(jié)果表Table 2 The interpretation of the results section of horizontal welllogging

表3 扎平X井成像測井解釋天然裂縫情況表Table 3 Imaging log interpretation of natural fractures

根據(jù)快橫波解釋結(jié)果,天然裂縫方位為近東西向,天然裂縫方位與最大主應(yīng)力方位夾角在80°左右,有利于提高儲層改造體積(圖4)。

3.2.3 巖石組分分析

儲層脆性特征是體積壓裂效果的物質(zhì)基礎(chǔ)。研究表明:富含石英或碳酸鹽等脆性礦物的儲層有利于產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng),黏土礦物含量高的塑性地層不易形成復(fù)雜縫網(wǎng)[15]。

根據(jù)取心薄片資料分析結(jié)果,該井儲層巖性以棕褐色細砂巖、粉砂巖、灰色泥巖為主,黏土礦物含量平均為21.7％。依據(jù)扎平X井導(dǎo)眼段巖屑全巖分析及黏土分析結(jié)果,扎哈泉致密油儲層黏土總量為22％,石英含量為32％,巖石具有一定的脆性(圖5)。

3.2.4 巖石力學(xué)及脆性特征

地應(yīng)力分布特征對水平井壓裂效果具有一定的影響。根據(jù)巖石力學(xué)原理,人工裂縫總是沿著阻力最小的方向延伸和擴展,即裂縫面總是垂直最小主應(yīng)力軸面[16]。根據(jù)斷裂力學(xué)理論,水力裂縫總是從物性好、斷裂韌性低、閉合應(yīng)力低、破裂壓力低、抗張強度低、楊式模量高、低泊松比的層段優(yōu)先起裂[17]。

扎平X井巖心三軸巖石力學(xué)實驗結(jié)果(表4)表明,當(dāng)平均靜態(tài)楊氏模量為42568MPa、靜態(tài)泊松比為0.255時,有利于儲層實施體積壓裂改造。

表4 扎平X井三軸巖石力學(xué)實驗結(jié)果表Table 4 Three axis rock mechanical experiment

目前國內(nèi)常用的致密油儲層脆性特征評價方法有巖石力學(xué)參數(shù)法、巖石礦物分析法、儲層巖石破壞峰值強度和殘余強度評價法等幾種方法[18-19]。按楊氏模量為42568MPa、泊松比為0.25進行計算,目的層脆度指數(shù)為53％;根據(jù)巖石所含脆性礦物的成分計算,目的層脆度為47.4％;按儲層巖石破壞峰值強度和殘余強度評價法計算,目的層脆度指數(shù)為56％。

計算結(jié)果表明,扎平X井目的層儲層巖石脆性相對較好[20],有利于開展大規(guī)模體積壓裂,形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),提高改造體積。

3.2.5 儲層敏感性

根據(jù)致密油儲層巖心敏感性實驗可知,研究區(qū)儲層水敏中等偏弱、無酸敏、堿敏中等偏弱、鹽敏弱,以及存在較強速敏;但強速敏是指隨注入速率增加,滲透率增加,因此有利于開展大規(guī)模壓裂施工[21]。

巖心應(yīng)力敏感實驗(圖6)結(jié)果表明,扎平X井巖心存在一定應(yīng)力敏感性,越過臨界壓力2.4MPa后巖樣的滲透率均隨圍壓的升高而減小,圍壓在15MP以下時滲透率變化顯著。在可變的有效圍壓范圍內(nèi)(15～45MPa),滲透率變化在5倍左右,不利于壓裂后殘液返排,因此壓裂后返排及生產(chǎn)時要注意控制生產(chǎn)壓差。

3.3 模擬評價

截至2014年,扎哈泉致密油區(qū)共完成11層組壓裂改造,最高施工壓力為122.9MPa,平均井口破裂壓力為85.72MPa,單井加砂量為14.85m3,平均砂比為9.8％,成功率達到45.4％。根據(jù)扎哈泉地區(qū)前期壓裂資料計算得出,地層破裂壓裂梯度為0.027～0.033MPa/m,平均為0.0282MPa/m。

利用數(shù)值模擬方法對扎哈泉地區(qū)體積壓裂水平井的裂縫條數(shù)、裂縫縫長、導(dǎo)流能力和裂縫間距等參數(shù)進行優(yōu)化,根據(jù)合理裂縫參數(shù)值,模擬體積壓裂、常規(guī)壓裂和未壓裂水平井產(chǎn)能。并從儲量動用率、采收率、穩(wěn)產(chǎn)期和采氣速度角度評價了體積壓裂水平井開發(fā)致密油藏的適應(yīng)性、可行性。根據(jù)直井段儲層物性、流體等參數(shù),應(yīng)用Eclipse軟件取扎平X井水平段滲透率最大值1.2mD與最小值0.5mD分別建立兩個油藏地質(zhì)模型,模擬出6年累計產(chǎn)油量區(qū)間,為儲層改造提供了經(jīng)濟論證依據(jù)。綜合兩種滲透率下優(yōu)化結(jié)果(圖7、圖8),主體人工裂縫縫長在200m左右,裂縫導(dǎo)流能力為20～30D·cm時壓裂效果最佳。

儲層數(shù)值模擬研究表明,扎平X井水平段儲層巖性脆性系數(shù)高、敏感性弱,具有一定的天然裂縫發(fā)育,平均滲透率不大于1mD。由此可知,體積壓裂技術(shù)在扎平X井水平段具有可行性。

4 結(jié) 論

扎哈泉工區(qū)巖石類型復(fù)雜,致密油儲層孔隙度集中分布在3.0％～9.0％之間,有效儲層孔隙度平均為5.9％,滲透率集中分布在0.05～1mD之間,平均為0.43mD。含油級別以油浸和油斑為主,含油飽和度平均為62％。扎平X井天然裂縫發(fā)育,儲層脆度指數(shù)為56％且具有強速敏特征,有利于復(fù)雜縫網(wǎng)形成,適應(yīng)體積壓裂改造。

體積壓裂改造增產(chǎn)效果好,施工工藝成熟。適用于低滲透—超低滲透油氣藏的開發(fā)。但為降低成本,控制風(fēng)險。施工前必須主要對儲層巖石礦物、儲層天然裂縫、施工工藝3方面作出相關(guān)適應(yīng)性評價,并針對工區(qū)特質(zhì)制訂切實可行的方案。

國外已大規(guī)模成功運用此項技術(shù)。體積壓裂的成功對柴達木盆地下一步增產(chǎn)、勘探都具有指導(dǎo)意義。下一步應(yīng)擴大體積壓裂施工井次,為下一步的注水開發(fā)打好基礎(chǔ)。

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Evaluation of Adaptability of Dense Oil Volume Fracturing Horizontal Wells——Take the Well ZhapingX in Qaidam Basin as an Example

Yang Yuan1,He Youbin1,Chen Wei2
[1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources(Yangtze University),Caidian Distirct, Wuhan,430100,China;2.Hubei Xinjie LNG Project Department,Jianghan Oil Production Plant,SINOPEC Jianghan Oilfield Company,Huanggang,Hubei 438011,China]

In order to analyze the adaptability of volume fracturing technology to the reconstruction of tight oil horizontal wells,summarize the main control factors and the adaptive conditions of volume fracturing,based on the study of the concept and characteristics of the volume fracturing.zhapingx tight oil horizontal well as examples evaluate the adaptability of volume fracturing of the well respectively from the natural fracture reservoir,development degree,rock composition,mechanical properties and reservoir sensitivity of several rock aspects.The results show that the average porosity from logging interpretation of well ZhapingX in horizontal section is 6％,the evaluated permeability is 0.91mD,the oil saturation is 47.8％,the limiting rate of fracture network contribution to capacity is 10％.The up and under of purpose layer develop certain natural fractures;rock has certain brittleness,the calculation results show that rock brittleness of tight reservoir of the ZhapingX wells is relatively good;water sensitivity of reservoir is medium weakly、no acid sensitivity and alkali sensitivity is medium weakly、salt sensitivity is weak,there is a strong velocity sensitivity;therefore it is beneficial to carry out volume fracturing. But there are certain reservoir stress sensitivity,flowback and production should be paid attention to differential pressure.

Volume fracturing;tight reservoir;fracture net;reservoir condition

TE357.1

:A

長江大學(xué)發(fā)展基金(2011025);長江大學(xué)科研發(fā)展基金(0709001)。

楊遠(1990年生),女,在讀碩士,專業(yè)為礦物學(xué)、巖石學(xué)、礦床學(xué)。郵箱:fengjiming@yeah.net。