楊菁，劉輝，寧超眾

中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

0 引言

低滲、致密油藏的開發(fā)逐漸成為全球能源領(lǐng)域的熱點(diǎn)問題，目前主要的增產(chǎn)手段是進(jìn)行儲層改造，改善儲層滲流能力。但針對不同類型的低滲油藏，合理的改造方案卻差異很大。中東某油田S油藏是低滲孔隙型碳酸鹽巖油藏，儲層物性差、滲流能力低。為獲得工業(yè)油流，曾先后開展了水力壓裂、酸化壓裂等儲層改造措施，但不同改造方式下單井產(chǎn)能差異大，部分井改造后甚至不出油，合理的改造方式尚未達(dá)成共識[1-3]。雖然國內(nèi)先后在鄂爾多斯盆地、四川盆地、準(zhǔn)噶爾盆地等致密油藏的開發(fā)中取得重大進(jìn)展，但主要是針對致密砂巖油藏，且在不同的區(qū)塊，運(yùn)用同樣的理論與技術(shù)，取得的效果仍存在差異[4-6]。對于碳酸鹽巖，由于其沉積環(huán)境多樣、巖性以及微觀孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜多樣，非均質(zhì)性強(qiáng)，且開發(fā)的成功案例和經(jīng)驗(yàn)相對較少，使得該類油藏的開發(fā)難度較大[7，8]。為了獲得最大的經(jīng)濟(jì)效益和控制風(fēng)險(xiǎn)，需要進(jìn)行儲層改造適應(yīng)性分析，確定合理的儲層改造方式，同時(shí)進(jìn)行改造優(yōu)化設(shè)計(jì)，獲得最優(yōu)的改造效果。

1 研究區(qū)概況

中東某油田分為9 套開發(fā)層系，其中以S層系為代表的低滲—超低滲孔隙型碳酸鹽巖油藏，其儲量占比達(dá)到了全油田25%，是油田前期上產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)、中后期產(chǎn)量接替的重要保證。S油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，類型多樣，主要包含生屑孔、溶蝕孔、微孔、鑄?？缀途чg孔等五類。主力層B1 和B2 孔喉半徑多在0.1 μm左右，屬微孔級別，平均孔隙度16.55%，滲透率低于0.1 mD。當(dāng)前投產(chǎn)油井8 口，無注入井，油井單井產(chǎn)能2.22 t/d，自然產(chǎn)能低。2016 年12 月以來，S油藏先后對2 口直井進(jìn)行了儲層改造，但改造效果差異大，其中一口直井改造后初期日產(chǎn)45 t，但無穩(wěn)產(chǎn)期，目前已經(jīng)關(guān)井，另一口直井改造后日產(chǎn)分別為73 t，但目前已經(jīng)進(jìn)入遞減階段，月自然遞減率在10%左右。增產(chǎn)措施效果不理想，穩(wěn)產(chǎn)效果差，如圖1，A井經(jīng)過水力壓裂改造后產(chǎn)量幾乎沒有增長且衰減速度快，需要開展針對性的改造方式適應(yīng)性及其優(yōu)化設(shè)計(jì)研究。

圖1 S油藏A井壓裂前后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)圖Fig. 1 Oil Production rate of Well A in reservoir S before and after fracturing

2 儲層改造方式篩選

目前針對低滲碳酸鹽巖油藏，主流的儲層改造方式有酸化壓裂和水力加砂壓裂[9-11]。儲層含有豐富的天然裂縫時(shí)，酸化壓裂具有一定優(yōu)勢，但在衰竭式開發(fā)的儲層中，作用在巖石骨架上的有效應(yīng)力增加，經(jīng)過酸液溶蝕的孔隙會(huì)有崩塌風(fēng)險(xiǎn)，導(dǎo)致壓裂裂縫導(dǎo)流能力及油井產(chǎn)量大幅降低[12-14]。S油藏儲層天然裂縫不發(fā)育，是孔隙型碳酸鹽巖，導(dǎo)流能力差，使得酸液在近井地區(qū)消耗過大，同時(shí)進(jìn)一步軟化地層，影響改造效果。在現(xiàn)場實(shí)踐中，塔中B井所在儲層為超低滲孔隙型碳酸鹽巖儲層，其分別實(shí)施了酸化、地面交聯(lián)酸酸壓、加砂壓裂，結(jié)果(如圖2)顯示加砂壓裂方式效果最好[15]。

圖2 B井不同改造方式下生產(chǎn)效果Fig. 2 Production results of Well B under different reconstruction methods

為了論證水力壓裂的可行性，分別進(jìn)行了關(guān)鍵巖石力學(xué)參數(shù)測試、壓裂液性能評價(jià)以及支撐劑合理粒徑的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)。巖石力學(xué)測試巖心來自實(shí)際儲層巖心，通過三軸巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，確定S油藏儲層各小層的巖石力學(xué)參數(shù)平均值如表1 所示，由表可知，隨著埋藏深度的增加，巖石脆性逐漸減弱，但總體上屬于脆性巖心。脆性巖心在水力壓裂過程中，造縫能力強(qiáng)，容易形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。

表1 不同小層巖石力學(xué)參數(shù)平均值Table 1 Mean value of mechanical parameters of different layers

通過實(shí)際壓裂實(shí)驗(yàn)確定不同壓裂液的造縫能力。實(shí)驗(yàn)巖心來自與實(shí)際巖心巖石力學(xué)性質(zhì)相近的野外碳酸鹽巖露頭，保障實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可借鑒性。通過將巖心加工成295 mm×295 mm×295 mm的巖心塊，分別對胍膠和滑溜水造縫能力進(jìn)行評價(jià)。胍膠壓裂液和滑溜水壓裂液配方見表2，控制1 號、2 號、3 號巖心壓裂時(shí)排量、垂向應(yīng)力、水平最大及最小主應(yīng)力保持相同，實(shí)驗(yàn)參數(shù)及結(jié)果分別見表3 和圖3。

圖3 不同壓裂液實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig. 3 Experimental results of diff erent fracturing f luids

表2 不同壓裂液配方Table 2 Different fracturing fluid formulations

表3 不同壓裂實(shí)驗(yàn)參數(shù)表Table 3 Diff erent fracturing experimental parameters

由圖3 可知，胍膠壓裂形成的是張開型裂縫，裂縫形態(tài)較單一，但巖石破裂較完全；而滑溜水壓裂裂縫形態(tài)不均一，雖有利于形成復(fù)雜壓裂縫網(wǎng)，但裂縫張開程度不夠；利用胍膠+滑溜水的混合壓裂液，可使巖心在破裂完全的同時(shí)，又形成復(fù)雜壓裂縫網(wǎng)，實(shí)際壓裂過程中，應(yīng)使用胍膠和滑溜水混合壓裂液進(jìn)行壓裂。

隨后，進(jìn)一步對壓裂裂縫的導(dǎo)流能力進(jìn)行評價(jià)。利用現(xiàn)場取回的全直徑巖心，以切割的方式將其加工成標(biāo)準(zhǔn)的API巖板，選用現(xiàn)場常用的20～40 目、30～50目和70～140 目石英砂開展導(dǎo)流能力測試?？紤]實(shí)際儲層條件，實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)鋪砂濃度均為5 kg/m2，閉合壓力范圍為5～40 MPa，共計(jì)8 個(gè)閉合壓力點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)后的巖心照片如圖4 所示，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5 所示。

圖4 實(shí)驗(yàn)后巖心示意圖Fig. 4 Experimental cores of conductivity test

圖5 不同支撐劑粒徑及閉合壓力下裂縫的導(dǎo)流能力Fig. 5 Results of fracture conductivity under diff erent proppant sizes and closed pressures

由圖5 可知，對于上述3 種不同粒徑的支撐劑而言，在同一閉合壓力下，20～40 目石英砂支撐劑的導(dǎo)流性能最優(yōu)，30～50 目石英砂次之，而70～140 目石英砂表現(xiàn)較差。也即支撐劑充填層的導(dǎo)流能力與支撐劑粒徑呈正相關(guān)。從縱向上看，在低閉合壓力條件下，20～40 目及30～50 目石英砂整體導(dǎo)流能力值較高，如閉合壓力為5 MPa時(shí)，兩種支撐劑對應(yīng)的導(dǎo)流能力均在40 D·cm以上，而70～140 目石英砂對應(yīng)的導(dǎo)流能力僅在20 D·cm左右；在較高的閉合應(yīng)力(30 MPa)條件下，70～140 目石英砂的導(dǎo)流能力不足3 D·cm，而20～40 目及30～50 目石英砂仍能保持一定的導(dǎo)流能力。同時(shí)，30～50 目的支撐劑導(dǎo)流能力雖然不及20～40 目支撐劑，但總體相差較小，且未出現(xiàn)導(dǎo)流能力過早損失的情況，故上述兩種支撐劑均滿足施工要求。綜合以上分析，一方面為了盡可能獲得較高的裂縫導(dǎo)流能力，另一方面兼顧施工成本及防砂要求，可考慮使用20～40 目和30～50 目支撐劑組合，即在裂縫遠(yuǎn)端使用30～50 目支撐劑作為起主要支撐作用的主力支撐劑，近井筒附近使用20～40 目支撐劑來支撐縫口并兼顧防砂要求。

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，明確了目標(biāo)油藏水力壓裂的可行性，但低滲油藏儲層改造效果影響因素眾多，還需要通過數(shù)值模擬對具體壓裂參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，才能有效指導(dǎo)現(xiàn)場施工，降低儲層改造風(fēng)險(xiǎn)。

3 改造方式優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1 典型模型建立

基于儲層實(shí)際物性參數(shù)、巖石力學(xué)參數(shù)，建立典型地質(zhì)力學(xué)模型和數(shù)值模擬模型。模型尺寸設(shè)置為1600 m×1600 m×300 m，網(wǎng)格數(shù)為80×80×20，單個(gè)網(wǎng)格步長為20 m，埋藏深度取實(shí)際油藏中部深度2772 m。模型的物性基本參數(shù)如孔隙度、滲透率、壓力系數(shù)等均來自油藏實(shí)際平均數(shù)據(jù)。關(guān)鍵巖石力學(xué)參數(shù)如楊氏模量、泊松比、脆性指數(shù)來自實(shí)際巖心實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果，最大最小水平主應(yīng)力等來自儲層測井解釋結(jié)果。模型參數(shù)見表4 所示。

表4 典型模型基本參數(shù)Table 4 Basic parameters of typical model

利用典型模型，基于實(shí)際的壓裂液、泵注程序等，對水平井運(yùn)行壓裂8 段、每段3 簇射孔的方案，水平段長設(shè)置1000 m。壓裂液、支撐劑類型及用量等參數(shù)如表5 所示，典型模型如圖6 所示。

圖6 目標(biāo)區(qū)塊典型模型示意圖Fig. 6 Typical model diagram of target reservoir

表5 壓裂施工各項(xiàng)參數(shù)Table 5 Basic parameters of fracturing operation

3.2 壓裂參數(shù)優(yōu)化

基于建立的典型模型，以累產(chǎn)油和凈現(xiàn)值為優(yōu)化目標(biāo)，分別進(jìn)行壓裂段數(shù)、射孔簇?cái)?shù)、壓裂液和支撐劑用量等關(guān)鍵壓裂參數(shù)優(yōu)化，各參數(shù)取值如表6 所示。

表6 不同優(yōu)化參數(shù)取值范圍Table 6 Different ranges of optimization parameters

優(yōu)化目標(biāo)綜合考慮壓裂井累計(jì)產(chǎn)油量和凈現(xiàn)值，其中凈現(xiàn)值計(jì)算公式如(1)式所示，其中，CI表示項(xiàng)目生命周期內(nèi)現(xiàn)金凈流入；CO表示在項(xiàng)目計(jì)算周期內(nèi)現(xiàn)金凈流出額；t表示評價(jià)對象的預(yù)計(jì)生命周期；i表示折現(xiàn)率。

(1)壓裂段數(shù)

壓裂段數(shù)越多，對儲層的改造程度越高，但同時(shí)也會(huì)增大投資成本，理論上存在合理的壓裂段數(shù)方案。分別運(yùn)行4 段至12 段的壓裂方案，累產(chǎn)油及凈現(xiàn)值的結(jié)果如圖7 和圖8。

圖7 不同壓裂段數(shù)下累產(chǎn)油曲線Fig. 7 Results of oil production under different fracturing stages

圖8 不同壓裂段數(shù)下凈現(xiàn)值Fig. 8 NPV results for different fracture stages

從圖8 可以看出，隨著壓裂段數(shù)的增加，累計(jì)產(chǎn)油越高，當(dāng)壓裂段數(shù)超過6 段時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油增加幅度逐步減小。同時(shí)，從圖7 可看出，壓裂段數(shù)超過6 段時(shí)，在生產(chǎn)一年的情況下，NPV出現(xiàn)下降，而在生產(chǎn)3 年時(shí)，NPV依然在增加，這說明段數(shù)越多，壓后產(chǎn)油潛能力越大，抵消成本增加的程度越高，但段數(shù)過多時(shí)，NPV的增加幅度降低，因此，綜合考慮壓后產(chǎn)能情況及經(jīng)濟(jì)效益，最優(yōu)壓裂段數(shù)為6 段。

(2)射孔簇?cái)?shù)

與壓裂段數(shù)類似，射孔簇?cái)?shù)越多，意味著段內(nèi)改造程度越高，但過多的簇?cái)?shù)也會(huì)降低壓裂改造的效率。分別設(shè)置段內(nèi)2 簇、3 簇和4 簇的方案，同時(shí)控制單段內(nèi)的壓裂液總體積保持相同，累產(chǎn)油及凈現(xiàn)值的結(jié)果分別見圖9 和圖10。

圖9 不同射孔簇?cái)?shù)下累產(chǎn)油曲線Fig. 9 Results of oil production under different number of perforation cluster

圖10 不同射孔簇?cái)?shù)下凈現(xiàn)值Fig. 10 Results of NPV under different number of perforation cluster

隨著每段內(nèi)射孔簇?cái)?shù)的增加，壓裂后累計(jì)產(chǎn)油及NPV均逐步提高，當(dāng)射孔簇?cái)?shù)達(dá)到4 簇時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油及NPV增加幅度降低，同時(shí)考慮技術(shù)及經(jīng)濟(jì)因素，選擇合理射孔簇?cái)?shù)為4 簇，盡可能提高段內(nèi)改造程度，成本較低，易達(dá)到制定的壓后產(chǎn)能。

(3)壓裂液體積

壓裂液體積直接影響壓裂縫的規(guī)模及經(jīng)濟(jì)效益，較大的壓裂液體積往往對應(yīng)著較大的壓裂縫規(guī)模。設(shè)置每段260 m3至420 m3不同壓裂液體積方案，其結(jié)果見圖11 和圖12。隨著每段壓裂液體積增加，累計(jì)產(chǎn)油及NPV均有上升趨勢，但過多的壓裂液體積，也會(huì)使產(chǎn)油能力及經(jīng)濟(jì)效益的提升幅度降低，此時(shí)壓裂縫的規(guī)模提升空間已逐步減小，當(dāng)每段壓裂液體積超過340 m3時(shí)，改造效果逐步減緩，因此壓裂液體積選取340 m3。

圖11 單段內(nèi)不同壓裂液體積下累產(chǎn)油曲線Fig. 11 Results of cumulative oil production under different fracturing fluids in a single stage

圖12 單段內(nèi)不同壓裂液體積下凈現(xiàn)值Fig. 12 Results of NPV under different fracturing fluids in a single stage

(4)支撐劑體積

支撐劑用于支撐前置液壓開的裂縫，阻止其閉合，形成具有一定導(dǎo)流能力的通道，增加支撐劑的用量可以盡可能地支撐更多的壓裂區(qū)域，但是過多的支撐劑體積也可能會(huì)引起壓裂縫內(nèi)部砂堵，使得遠(yuǎn)井區(qū)域壓裂縫的被支撐效果降低，最終導(dǎo)致壓裂縫整體導(dǎo)流能力的下降。設(shè)置40 m3至70 m3不同支撐劑體積方案，其結(jié)果見圖13 和圖14，支撐劑體積在一定范圍內(nèi)增加對壓裂效果有積極作用，但超過一定范圍，壓裂縫中支撐劑分布對流體流動(dòng)的貢獻(xiàn)基本接近最高值，因此，綜合考慮產(chǎn)油及經(jīng)濟(jì)效益，選取50 m3的每段支撐劑體積。

圖13 單段內(nèi)不同支撐劑體積下累產(chǎn)油曲線Fig. 13 Results of cumulative oil production at different proppant volumes in a single segment

圖14 單段內(nèi)不同支撐劑體積下凈現(xiàn)值Fig. 14 Results of NPV at different proppant volumes in a single segment

4 實(shí)例應(yīng)用

該油田現(xiàn)場對新鉆的一口水平井實(shí)施了多段壓裂，按照優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)果壓裂投產(chǎn)后，最大日產(chǎn)油達(dá)293 t，最大平均日產(chǎn)氣5.08×104m3，當(dāng)前日產(chǎn)油平均穩(wěn)定在140 t以上，日產(chǎn)氣穩(wěn)定在4.88×104m3。同期投產(chǎn)的儲層物性條件較好的未壓裂井平均日產(chǎn)油不足45 t，日產(chǎn)氣0.6×104m3，生產(chǎn)效果遠(yuǎn)低于壓裂生產(chǎn)井，如圖15、圖16 所示。

圖15 日產(chǎn)油結(jié)果對比Fig. 15 Comparison of daily oil production results

圖16 日產(chǎn)氣結(jié)果對比Fig. 16 Comparison of daily gas production results

5 結(jié)論

針對中東某油田S油藏儲層改造方式不明確，改造后單井產(chǎn)能差異大的問題，通過室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計(jì)，形成了以下幾點(diǎn)認(rèn)識：

(1) 對于天然裂縫不發(fā)育的低滲碳酸鹽巖儲層，可使用水力加砂壓裂進(jìn)行儲層改造，室內(nèi)巖心壓裂改造實(shí)驗(yàn)顯示，利用滑溜水和胍膠的混合壓裂液可形成復(fù)雜裂縫形態(tài)。

(2) 支撐劑粒徑不能過小，70～140 目粒徑支撐劑在30 MPa閉合壓力下其導(dǎo)流能力不足3 D·cm。

(3) 對于S油藏，當(dāng)壓裂段數(shù)為6 段、射孔簇?cái)?shù)為4 簇、每段壓裂液340 m3、每段支撐劑50 m3時(shí)，壓裂效果最好。