張 乾,向兆東,張 朔,楊 志,馬 超,汪 強(qiáng)
(中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司井下技術(shù)服務(wù)分公司,天津 300283)
YG1 井儲層為薄互層發(fā)育的低滲透儲層,具有非均質(zhì)嚴(yán)重,厚度薄,低孔低滲,地層能量低等特點(diǎn),因此,需要對該儲層進(jìn)行壓裂改造。該油藏滲透率0.12×10-3μm2~5.86×10-3μm2,平均滲透率0.953×10-3μm2,孔隙度4.15 %~9.56 %,平均孔隙度7.96 %,為低孔特低滲儲層。該低滲儲層厚度一般為3 m~10 m,隔層厚度小于5 m,而且隔層巖石應(yīng)力差小,常規(guī)的射孔方式和大排量壓裂可能會導(dǎo)致裂縫串層,小排量有可能導(dǎo)致儲層未充分壓開,而且該油藏為氣藏,還要注意儲層保護(hù),以免造成產(chǎn)量減低。
在低滲儲層薄互層壓裂過程中,常規(guī)的壓裂方法不能很好的處理好每個油層,有的薄層不能被充分壓開或者壓裂過度導(dǎo)致串層[1-3]。因此,在充分考慮該井實(shí)際地質(zhì)情況,采取了多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù),對各油層進(jìn)行分段,多簇射孔,可以保證在壓裂過程中的裂縫充分?jǐn)U張,并且有利于支撐劑在油層段的鋪置[4]。
不同濃度和不同粒徑組合的支撐劑對薄互層的裂縫導(dǎo)流能力產(chǎn)生較大的影響,使用FCES-100 型裂縫導(dǎo)流儀測試了不同情況下支撐劑在地層巖石中的導(dǎo)流能力[5]。所用支撐劑為陶粒,測試壓力60 MPa,測試時間30 h。采用單一粒徑的支撐劑,往往在裂縫輸送過程中不能到達(dá)裂縫的最深處,因此需要不同粒徑的支撐劑進(jìn)行組合,來改善鋪置效果,提高裂縫導(dǎo)流能力。不同粒徑組合的支撐劑導(dǎo)流能力測試結(jié)果(見圖1)[6]。從圖1 中可以看出,50 %(40/70 目)+50 %(30/50 目)的支撐劑組合導(dǎo)流能力最強(qiáng),在閉合壓力40 MPa 的情況下,導(dǎo)流能力達(dá)到265 μm2·cm,為推薦粒徑組合。
壓裂層的油層厚度小,該儲層巖石泊松比0.2,楊氏模量22 660 MPa,破裂梯度0.021 MPa/m,采用中密度支撐劑。根據(jù)該地層特性,做出如下施工方案:加砂強(qiáng)度1.54 m3/m~7.94 m3/m。壓裂目的層縫網(wǎng)指數(shù)為0.25~0.38,脆性一般,水力裂縫能夠形成一定程度的復(fù)雜裂縫形態(tài),但需要從工藝上提高裂縫的復(fù)雜程度。
根據(jù)該區(qū)塊地質(zhì)特征,選取了低傷害壓裂液體系,能夠極大的增大壓裂后的油氣產(chǎn)量。
植物性增稠劑具有低殘?jiān)?,可以有效提高壓裂液的清潔程度,常用的有:羥丙基瓜爾膠、壓裂用增黏劑高黏改性瓜爾膠、醇基瓜爾膠、低傷害瓜爾膠、羧甲基瓜爾膠等。在上述增稠劑中進(jìn)行優(yōu)選,實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表1),結(jié)合YG1 井埋藏深度和地層溫度(172 ℃),選擇壓裂用高黏改性瓜爾膠。
該地區(qū)的泥質(zhì)含量4.95 %~16.44 %,平均泥質(zhì)含量9.1 %。進(jìn)行了防膨劑防膨?qū)嶒?yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表2)。從表2 可以看出,1.0 %FB-3+1.0 %KCl 防膨率為89.85 %,防膨效果最好,選為該體系的防膨劑。
圖1 支撐劑粒徑組合對裂縫導(dǎo)流能力影響
表1 增稠劑性能評價結(jié)果數(shù)據(jù)表
表2 防膨劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果
表3 助排劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果
表4 助排劑表面張力測試結(jié)果
表5 壓裂液破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)表
不同助排劑性能評價,依據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,0.3 %CA-1表面張力23.08 mN/m,界面張力1.56 mN/m,助排效果最佳,并根據(jù)濃度優(yōu)選結(jié)果(見表3、表4),選取助排劑濃度為1.0 %。
根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果,并優(yōu)選其他助劑,可以得到如下壓裂液體系:0.1 %增稠劑+0.01 %交聯(lián)劑+0.03 %交聯(lián)增效劑+0.1 %防膨劑+0.5 %助排劑+0.5 %防水鎖劑。該壓裂液在160 ℃條件下剪切120 min,壓裂液黏度達(dá)到55 mPa·s,完全滿足壓裂施工對壓裂液黏度的要求。
壓裂液破膠實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表5),壓裂液在160 ℃下破膠時間為6 h,破膠液黏度1.75 mPa·s,殘?jiān)?97.2 mg/L,表面張力25.2 mN/m,性能高于行標(biāo)要求。
水鎖傷害實(shí)驗(yàn)(見表6),水鎖解堵率為83.07 %,能夠滿足壓裂儲層保護(hù)要求。
表6 水鎖傷害處理劑實(shí)驗(yàn)結(jié)果
該井壓裂目的層為53 m/7 層,跨度124.9 m,采用多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)。根據(jù)儲層分布情況及計(jì)算的儲層的縫網(wǎng)指數(shù)、地應(yīng)力大小,將壓裂目的層分為四段進(jìn)行壓裂,每段按照多簇射孔方式射孔,根據(jù)儲層厚度、射孔井段長度情況優(yōu)化壓裂液用量、支撐劑用量情況(見表7)。
表7 YG1 井壓裂設(shè)計(jì)表
本次施工按照設(shè)計(jì)順利完成,通過多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù),不同的施工排量對裂縫影響顯著,采用大排量有利于攜砂和造縫,且層間距離一般小于5 m,排量6.0 m3/min~6.5 m3/min。為提高裂縫長期高導(dǎo)流能力,將平均砂比控制在25 %左右。
YG1 井壓裂后初期自噴產(chǎn)液25.7 t/d,產(chǎn)油21.8 t/d。鄰井采用常規(guī)壓裂工藝的YG2-1 井初期自噴產(chǎn)液17.85 t/d,產(chǎn)油14.63 t/d。生產(chǎn)1 個月YG1 井累計(jì)產(chǎn)油597.8 t,遠(yuǎn)高于鄰井YG2-1 的415.8 t,說明多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)改造取得了良好效果。
(1)多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)可以有效改善薄互層壓裂效果,實(shí)現(xiàn)薄互層的充分改造。
(2)通過優(yōu)化支撐劑的配比和加量可以得到50 %(40/70 目)+50 %(30/50 目)的支撐劑組合導(dǎo)流能力最強(qiáng),在閉合壓力為40 MPa 的情況下,導(dǎo)流能力達(dá)到265 μm2·cm。
(3)為提高裂縫長期高導(dǎo)流能力,將平均砂比控制在25 %左右,排量6.0 m3/min~6.5 m3/min。YG1 井壓裂后,月產(chǎn)油量597.8 t,遠(yuǎn)高于鄰井YG2-1 的415.8 t,說明多簇射孔+橋塞分層壓裂工藝技術(shù)改造取得了良好效果,值得在類似儲層中推廣使用。