段永偉
(吉林油田公司采油工藝研究院,吉林松原 138000)
松遼盆地吉林油田致密油資源豐富,儲(chǔ)層孔滲條件差,滲透率小于0.1mD,孔隙度小于8%,孔喉半徑小于700nm,油井無(wú)自然產(chǎn)能,2008年部署直井R53井采用常規(guī)水力壓裂改造平均日產(chǎn)油1.4t,3年累計(jì)產(chǎn)油968t,難以達(dá)到經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)。2012年吉林油田針對(duì)扶余致密油藏,在精細(xì)地質(zhì)研究、儲(chǔ)層巖石力學(xué)分析和體積壓裂工藝評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上,確立了水平井組開(kāi)發(fā),應(yīng)用水平井同步壓裂的體積改造技術(shù)思路,部署了4口平臺(tái)水平井。選取井距為450m的RP1井和RP3井開(kāi)展同步壓裂體積改造技術(shù)試驗(yàn),探索不同水平段長(zhǎng)度、不同完井工藝提高致密油儲(chǔ)層改造體積及單井產(chǎn)能的技術(shù)工藝。
同步體積壓裂是對(duì)兩口或兩口以上的配對(duì)水平井同時(shí)進(jìn)行體積壓裂。根據(jù)縫間干擾理論,同步水力壓裂形成裂縫可能會(huì)誘導(dǎo)應(yīng)力改變,促使應(yīng)力轉(zhuǎn)向,形成裂縫網(wǎng)絡(luò)或多裂縫,增加裂縫網(wǎng)絡(luò)的密度及表面積,進(jìn)一步增加水平井儲(chǔ)層改造體積,達(dá)到初期高產(chǎn)和長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的目的[1~4]。
1.2.1 形成縫網(wǎng)的儲(chǔ)層條件及可控因素
地應(yīng)力差值大小影響縫網(wǎng)的復(fù)雜程度,地應(yīng)力差值越小,越易形成復(fù)雜縫網(wǎng)[5~7];隨水平主應(yīng)力差的減小,應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑R增加 (圖1);隨縫內(nèi)壓力的增加,應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑R增加 (圖2),應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑大小表征裂縫波及范圍及復(fù)雜程度,即轉(zhuǎn)向半徑越大,越易形成縫網(wǎng)。
圖1 不同地應(yīng)力差值下裂縫形態(tài)示意圖Fig.1 Schematic diagram of fracture morphology under different stress difference
圖2 不同縫內(nèi)壓力下應(yīng)力轉(zhuǎn)向半徑示意圖Fig.2 Schematic diagram of stress turning radius under different seam internal pressure
理論分析及數(shù)值模擬證實(shí),裂縫附近存在應(yīng)力非轉(zhuǎn)向條帶 (圖3中三角區(qū)域),非轉(zhuǎn)向條帶的存在限制了裂縫沿壁面的轉(zhuǎn)向,是砂巖在常規(guī)條件下形成對(duì)稱(chēng)雙翼縫的原因之一。
根據(jù)理論研究,提出消除非轉(zhuǎn)向條帶的兩項(xiàng)措施:一是提高縫內(nèi)凈壓力;二是利用兩條平行裂縫進(jìn)行應(yīng)力干擾[8~10]。雙縫之間由于應(yīng)力相互干擾,在一定的縫內(nèi)凈壓力條件下,應(yīng)力場(chǎng)可以完全反轉(zhuǎn) (圖4),圖4中橢圓區(qū)域?yàn)榭p內(nèi)凈壓力為64MPa時(shí)的應(yīng)力完全反轉(zhuǎn)區(qū)。
圖3 單縫沿裂縫壁面存在非轉(zhuǎn)向條帶圖Fig.3 Non-steering histogram of cracks along the fracture surface
圖4 平行雙縫干擾示意圖Fig.4 Diagram of parallel double-slit interference
1.2.2 同步體積壓裂模擬分析
采用有限元方法,借助大型有限元軟件ABAQUS模擬不同凈壓力及水平應(yīng)力差情況下的就地應(yīng)力變化情況,通過(guò)建立二維儲(chǔ)層裂縫模型,選取平面應(yīng)力單元?jiǎng)澐志W(wǎng)格,計(jì)算其應(yīng)力場(chǎng)方向的變化,進(jìn)而分析同步體積壓裂形成縫網(wǎng)的可行性。
模擬條件:以RP1井和RP3井兩口平臺(tái)水平井為對(duì)象,兩井水平段間距為450~585m(兩井水平段不平行);最小水平主應(yīng)力為32MPa,水平應(yīng)力差為3~5MPa;彈性模量為15GPa,泊松比為0.25;單井壓裂段間距為50m。
建立計(jì)算模型 (圖5):以原始最大水平主應(yīng)力方向?yàn)樗椒较?,在圖中兩條水力壓裂裂縫內(nèi)模擬施工時(shí)的壓力,分析應(yīng)力轉(zhuǎn)向情況。
圖5 有限元模擬初始模型圖Fig.5 Finite element simulation the initial model
對(duì)單縫應(yīng)力誘導(dǎo)和雙縫應(yīng)力干擾兩種情況進(jìn)行模擬分析,計(jì)算縫內(nèi)凈壓力為4~11MPa時(shí)應(yīng)力干擾及轉(zhuǎn)向情況如下。
(1)單縫應(yīng)力誘導(dǎo) (單級(jí)壓裂后)。由圖6表明,當(dāng)縫內(nèi)凈壓力達(dá)到6MPa時(shí),裂縫周?chē)霈F(xiàn)轉(zhuǎn)向區(qū);凈壓力為7MPa時(shí),兩條水力壓裂裂縫間有明顯的應(yīng)力干擾,應(yīng)力干擾引起轉(zhuǎn)向程度及范圍均大幅提高,出現(xiàn)明顯的較大范圍應(yīng)力反轉(zhuǎn)區(qū)(圖6b中橢圓區(qū)域),即應(yīng)力場(chǎng)更有利于裂縫轉(zhuǎn)向形成復(fù)雜縫網(wǎng)。
水平應(yīng)力差為5MPa、縫內(nèi)凈壓力不小于10MPa時(shí),裂縫周?chē)鷳?yīng)力才出現(xiàn)轉(zhuǎn)向。從模擬結(jié)果來(lái)看,提高縫內(nèi)凈壓力并在縫端實(shí)施暫堵有望促進(jìn)復(fù)雜縫網(wǎng)形成。
圖6 水平應(yīng)力差為3MPa時(shí)不同縫內(nèi)凈壓力的應(yīng)力干擾圖Fig.6 Stress interference under different seam net pressurewhen horizontal stress difference is 3 MPa
(2)雙縫應(yīng)力干擾 (多級(jí)壓裂)。分析單縫壓裂后第二級(jí)壓裂的應(yīng)力轉(zhuǎn)向情況,計(jì)算兩條裂縫間應(yīng)力干擾情況 (圖7)表明,段間距為50m的條件下,可實(shí)現(xiàn)段間完全應(yīng)力轉(zhuǎn)向。
模型分析結(jié)果表明:
①提高縫內(nèi)凈壓力有利于促進(jìn)應(yīng)力轉(zhuǎn)向,從而為形成復(fù)雜縫網(wǎng)提供應(yīng)力條件,該區(qū)塊保持凈壓力大于6~11MPa才能保證應(yīng)力轉(zhuǎn)向。
圖7 水平應(yīng)力差為3MPa及縫內(nèi)凈壓力為6MPa時(shí)雙縫應(yīng)力干擾圖Fig.7 Double-slit stress interference when horizontal stress difference is 3 MPa and raphe net pressure is 6 MPa
②計(jì)算發(fā)現(xiàn),段間距為50m,凈壓力大于6~7MPa時(shí),能夠保證縫間應(yīng)力的充分干擾,形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。
③為保證較高縫內(nèi)凈壓力,應(yīng)盡量提高施工排量,或采用縫端暫堵工藝,實(shí)現(xiàn)縫內(nèi)凈壓力升高,促進(jìn)裂縫周?chē)鷳?yīng)力轉(zhuǎn)向。
概括為“高排量、縫端暫堵、段內(nèi)暫堵、大規(guī)模”4個(gè)施工原則。
為了保證扶余致密油水平井同步體積壓裂成功,壓前進(jìn)行小型測(cè)試,求取儲(chǔ)層關(guān)鍵參數(shù),包括儲(chǔ)層閉合應(yīng)力、壓裂液效率、濾失及摩阻等,指導(dǎo)主壓裂施工。
針對(duì)扶余油層縱向多層的特征,利用水平井穿層壓裂配套技術(shù),通過(guò)施工參數(shù)優(yōu)化 (排量、規(guī)模)、壓裂液體系優(yōu)選 (高黏液體)等,實(shí)現(xiàn)穿層壓裂改造,保證縱向多層有效溝通。
針對(duì)扶余油層強(qiáng)水敏的特征,利用乳化壓裂液體系、生物酶+微膠囊組合破膠技術(shù),降低壓裂傷害,提高壓后返排及試油效果。
利用井下微地震裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù),求取同步體積壓裂井壓后裂縫參數(shù) (長(zhǎng)、寬、高)及裂縫復(fù)雜程度,計(jì)算改造體積,評(píng)價(jià)同步體積壓裂改造程度,為后續(xù)井壓裂改造方案提供借鑒和指導(dǎo)。
根據(jù)模擬結(jié)果,優(yōu)化同步體積壓裂施工方案,立足改造體積最大化原則,優(yōu)化合理縫長(zhǎng),促使兩口井裂縫相互干擾,形成復(fù)雜縫網(wǎng),提高同步體積壓裂改造程度及壓后效果。
3.1.1 壓裂參數(shù)優(yōu)化
兩井間距為450~585m,RP1井水平段長(zhǎng)為1052m,應(yīng)用裸眼封隔器18段壓裂,平均段間距為61m,排量為5.0~5.5m3/min,設(shè)計(jì)總砂量為1020m3(平均單段砂量為56.7m3),總液量為8300m3。RP3井水平段長(zhǎng)為635m,應(yīng)用快鉆橋塞分11段/30簇壓裂,平均段間距為66m,簇間距為21m,設(shè)計(jì)總砂量為550m3(平均單段砂量為50m3),總液量為4450m3。
3.1.2 布縫方式及對(duì)應(yīng)關(guān)系優(yōu)化
根據(jù)對(duì)應(yīng)關(guān)系,采取對(duì)稱(chēng)布縫,對(duì)兩口井前11段開(kāi)展同步體積壓裂,RP1井后7段單獨(dú)壓裂。
3.2.1 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況
RP1井施工排量為4.5~5.5m3/min,實(shí)際總砂量為952.7m3,總液量為7787.7m3,平均砂比為21.9%;施工壓力為21~62MPa;RP3井施工排量為4.5~5.5m3/min,總砂量為404m3,總液量為3595.4m3,平均砂比為21.9%,施工壓力為17~34MPa(圖8)。
圖8 同步體積壓裂施工曲線圖Fig.8 Synchronous volume fracturing curve
3.2.2 壓裂后投產(chǎn)情況
RP1井壓裂后平均日產(chǎn)油17.8t,平均日產(chǎn)水23.2t;RP3井壓裂后平均日產(chǎn)油9.6t,日產(chǎn)水8.8t(圖9)。
同區(qū)塊3口井平均日產(chǎn)油1.6t,日產(chǎn)液2.4t(圖10)。RP1井和RP3井試采平均產(chǎn)量是同區(qū)塊直井的4~10倍,證明同步體積壓裂對(duì)致密油藏增產(chǎn)效果明顯。
實(shí)踐證明,同步體積壓裂技術(shù)可有效提高致密油藏初產(chǎn)和長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)水平,為該地區(qū)致密油難采儲(chǔ)量的有效動(dòng)用提供了技術(shù)保障,并指導(dǎo)致密油領(lǐng)域后續(xù)45口開(kāi)發(fā)水平井部署,可規(guī)模推廣應(yīng)用。
圖9 RP1井和RP3井采油曲線圖Fig.9 Oil graph of RP1 well and RP3 well
圖10 同區(qū)塊3口代表性直井平均采油曲線圖Fig.10 Average oil graph of the 3 vertical wells in the same block
(1)RP1井 SRV(改造體積)為 2000×104m3,RP3井為683.6×104m3,改造體積為常規(guī)水平井的2~5倍,實(shí)現(xiàn)了體積改造目的。
(2)井間距為450m時(shí)存在一定應(yīng)力干擾,但不明顯,類(lèi)似儲(chǔ)層可適當(dāng)縮短井距,提高排量,增加規(guī)模。
(3)平均人工裂縫波及長(zhǎng)度為385m,波及寬度為155m。RP1井和RP3井目的層厚度為8.3m,其所在砂組發(fā)育多套砂泥薄互層,縱向跨度平均為55m,裂縫監(jiān)測(cè)裂縫波及高度為49m,實(shí)現(xiàn)了穿層壓裂改造。
(1)同步體積壓裂技術(shù)可增加平臺(tái)水平井壓裂改造體積,有利于提高致密油壓后產(chǎn)能。
(2)同步體積壓裂技術(shù)可充分利用縫間干擾,實(shí)現(xiàn)應(yīng)力反轉(zhuǎn),能夠在致密油儲(chǔ)層中形成縫網(wǎng)或多裂縫。
(3)同步體積壓裂技術(shù)對(duì)類(lèi)似致密油氣藏同樣適用,具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。
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