程 佳,宋愛莉,孫常偉,江任開,谷 悅

(1. 中海石油(中國)有限公司深圳分公司,廣東 深圳 518067;2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司,天津 300452)

0 引言

隨著增產(chǎn)技術發(fā)展,碳酸鹽巖儲層壓裂方式向多元化發(fā)展。除酸壓外,水力壓裂和控縫高壓裂工藝也成為碳酸鹽巖儲層中常見的增產(chǎn)措施。

LH油田位于南海東部區(qū)塊,其中X區(qū)屬于礁灰?guī)r儲層,各小層微相以粒屑灘為主,生物礁不太發(fā)育,巖性為碳酸鹽巖,底水發(fā)育,產(chǎn)油能力較差。酸壓、壓裂和控縫高壓裂工藝在塔河、大牛地及印尼Krisna油田均有應用,但LH油田X區(qū)塊未進行過儲層改造,與其他各油田在儲層條件上有所差別,因此需對其使用的儲層改造工藝進行論證[1-4]。

1 地質條件分析

1.1 可壓性分析

表1所示為對LH油田X儲層巖石礦物成分的分析?？梢钥闯鍪⒑繛?%～2%,方解石含量為94%～97%,黏土礦物含量為2%～4%,其中石英和方解石為脆性巖石,黏土礦物為非脆性巖石。根據(jù)礦物成分分析法,無因次脆性指數(shù)為脆性巖石含量與全部礦物成分的比值,因此計算出LH油田X儲層無因次脆性指數(shù)為0.9～1.0,脆性指數(shù)強,符合酸壓及其他壓裂儲層基礎條件,具備可壓性。

表1 X儲層巖石礦物成分分析Table 1 Analysis of rock mineral composition in X reservoir

1.2 縫洞底水發(fā)育情況

LH油田X區(qū)平均有效孔隙度為10.18%～21.03%,滲透率為17.84～89.74 mD,物性隔夾層內(nèi)裂縫較發(fā)育,底水距離儲層20～30 m。為確認底水溝通難易程度,對X區(qū)儲層裂縫發(fā)育程度進行分析,結果見表2。由表2可知,X儲層裂縫以低阻充填縫為主,裂縫長度為3～5 m/條,裂縫密度為2～5條/m,裂縫走向多為北西—南東向,主要發(fā)育低-中角度縫,縱向上連通性相對較差。碳酸鹽巖儲層一般分為3類,Ⅰ類儲層為溶洞裂縫發(fā)育,適合酸壓;Ⅱ類儲層溶洞及裂縫發(fā)育,適合大規(guī)模酸壓及低濃度加砂壓裂;Ⅲ類儲層裂縫發(fā)育程度低,適合加砂壓裂及深度酸壓。研究區(qū)儲層發(fā)育天然裂縫,物性較差,儲層性質接近Ⅱ類和Ⅲ類儲層,具有一定壓裂或酸壓改造基礎條件,但儲層天然裂縫發(fā)育,裂縫延伸不易控制,存在溝通底水風險。

表2 X儲層裂縫發(fā)育程度Table 2 Development degree of fractures in X reservoir

1.3 隔層情況

根據(jù)目標區(qū)塊測井解釋結果,采用GOHFER軟件計算儲層巖石力學參數(shù)并描繪地應力曲線,根據(jù)巖石力學實驗結果(靜態(tài)楊氏模量及泊松比),校正后得到水平最小主應力曲線;計算破裂壓力,可看出各層無應力隔層,地質條件中無應力隔層,下部7小層底水發(fā)育;結合無巖性隔層,選擇壓裂方式時應注意縫高發(fā)育以防止溝通底水。巖石力學參數(shù)分析見表3。

表3 巖石力學參數(shù)分析Table 3 Analysis of rock mechanics parameters

總體來說,LH油田X區(qū)塊儲層低孔低滲,脆性強,具備酸壓和壓裂改造條件,但裂縫和底水發(fā)育,無巖性隔層,選擇壓裂工藝過程中應控制縫高發(fā)育。

2 壓裂工藝模擬研究

2.1 酸壓工藝

酸壓改造可以溶蝕儲層形成非均勻刻蝕溝槽,是碳酸鹽巖儲層常用的儲層改造工藝。LH油田X儲層底水發(fā)育及裂縫發(fā)育,為了研究酸壓工藝在該區(qū)塊的適用性,考慮實際地層物性,通過降低施工規(guī)?？刂屏芽p縫高發(fā)育,選擇0.5～2.0 m3/min小排量、60 m3酸液的小規(guī)模酸壓工藝進行模擬,模擬結果如圖1所示。由圖1可知,在裂縫發(fā)育并且沒有巖性隔層的條件下,小排量、小規(guī)模酸壓中由于酸液與碳酸鹽巖反應劇烈,形成蚓孔,造成酸液濾失,酸蝕裂縫縫長隨施工規(guī)模降低而減小;由于裂縫發(fā)育,上下儲層溝通嚴重,隨著施工排量的降低,縫高基本不變。

圖1 酸蝕裂縫形態(tài)與排量的關系Fig.1 Relationship between acid etched fracture morphology and displacement

0.5 m3/min排量下酸蝕裂縫形態(tài)如圖2所示。采用最低排量0.5 m3/min的情況下,酸蝕縫高約為90 m,遠高于儲層與底水間的距離20～30 m,會突破儲層溝通底水。綜合分析可知,酸壓模擬過程中,動態(tài)裂縫擴展為縫長120 m以上,縫高90 m以上,但由于無巖性隔層存在,裂縫縱向擴展不受控制,并且天然裂縫發(fā)育,酸液在縱向上與巖石的反應進一步消耗酸液在橫向上的有效作用距離,形成酸蝕縫高遠高于酸蝕縫長的結果,并且酸蝕縫高90 m,遠高于距底水距離20～30 m,因此經(jīng)過模擬,小規(guī)模酸壓工藝不適用于LH油田X儲層。

圖2 0.5 m3/min排量下酸蝕裂縫形態(tài)Fig.2 The morphology of acid corrosion cracks at 0.5 m3/min displacement

2.2 水力壓裂工藝

由酸壓模擬結果看出,LH油田X儲層如果采用酸壓工藝,酸蝕裂縫高度不易控制。按照同樣思路,通過降低施工規(guī)模,控制裂縫縫高發(fā)育,采用同等規(guī)模水力壓裂工藝進行模擬,選擇0.5～2.0 m3/min小排量、76 m3壓裂液和9.1 t支撐劑的小規(guī)模酸壓工藝進行模擬,模擬結果如圖3所示。由圖3可知,在動態(tài)裂縫形態(tài)與酸壓基本一致的情況下,由于施工規(guī)?；疽恢?水力裂縫動態(tài)縫高和動態(tài)縫長與酸壓基本一致,動態(tài)縫長100～130 m,動態(tài)縫高80～100 m,但是由于壓裂液與儲層不反應,液體濾失低,支撐裂縫形態(tài)擴展得到一定程度的限制,支撐縫高降低到約42 m,支撐縫長降低到約60 m。

圖3 水力壓裂裂縫形態(tài)與排量的關系Fig.3 Relationship between fracture morphology and displacement of hydraulic fracturing

0.5 m3/min排量下水力壓裂裂縫形態(tài)如圖4所示。采用最低排量0.5 m3/min情況下,水力壓裂支撐裂縫縫高得到一定程度的限制,為42.3 m。但依舊高于儲層與底水間的距離20～30 m。綜合分析可知,采用小規(guī)模水力壓裂工藝的支撐裂縫形態(tài)相比于酸蝕裂縫形態(tài),裂縫縫高發(fā)育從酸壓的90 m降低至42.3 m,并且裂縫形態(tài)發(fā)育為縫長大于縫高的常規(guī)裂縫形態(tài),但依然無法有效防止裂縫溝通底水?？梢钥闯?相比于酸壓,水力壓裂對于控制裂縫形態(tài)具有一定作用,但需要通過其他控縫高工藝控制縫高發(fā)育[5-8]。

圖4 0.5 m3/min排量下水力壓裂裂縫形態(tài)Fig.4 Fracture morphology of hydraulic fracturing at 0.5 m3/min displacement

2.3 控縫高壓裂工藝

根據(jù)地質條件和模擬結果,在有底水、天然裂縫發(fā)育、無巖性隔層且目的層與鄰層地應力差小(1.0～1.5 MPa)的情況下,常規(guī)壓裂和酸壓工藝會突破水層,需要對縫高進行控制。

控縫高酸壓工藝最常見的方式為控制施工排量和建立人工隔層。經(jīng)過模擬,小規(guī)模壓裂的工藝方法無法有效控制縫高發(fā)育,因此采用人工隔層控制裂縫高度發(fā)育。X儲層底水發(fā)育并且裂縫形態(tài)為向下擴展,可采取加入下沉劑的方式控制裂縫向下發(fā)展,在進行加砂壓裂前用活性水將200目粉砂或粉陶泵送至地層,然后停泵至裂縫閉合或200目粉砂或粉陶下沉至下部裂縫進行充填,起到人工隔層的目的[9-11]。

在同樣施工規(guī)模條件下,采用76 m3壓裂液、9.1 t支撐劑以及5～15 m3、200目粉砂或粉陶(可根據(jù)裂縫形態(tài)調(diào)整加量)控制縫高進行模擬,可實現(xiàn)建立3～7 MPa應力差的人工隔層,模擬不同應力差(3 MPa,5 MPa,6 MPa和7 MPa)和排量(0.5 m3/min,1.0 m3/min,1.5 m3/min和2.0 m3/min)對縫高的影響。

控縫高壓裂縫高與排量的關系如圖5所示。隔層應力差的大小對裂縫縫高發(fā)育影響顯著,3 MPa隔層應力差條件下,縫高約為38.9 m;隔層應力差達到5 MPa時,縫高發(fā)育降低于25 m;隔層應力差達到7 MPa時,縫高發(fā)育低于20 m,已滿足與底水間距離20～30 m。

圖5 控縫高壓裂縫高與排量的關系Fig.5 Relationship between fracture height of fracture height control and displacement

控縫高壓裂縫長與排量的關系如圖6所示。3 MPa隔層應力差條件下,縫長約為80 m;隔層應力差大于5 MPa條件下,縫高為100～140 m。這是因為3 MPa隔層應力差條件下,隔層無法顯示裂縫縱向延伸,縫高縱向發(fā)育較高,裂縫縫長在橫向發(fā)育上受到限制,隔層應力差大于5 MPa時,裂縫高度得到有效限制,縫長發(fā)育高于100 m。

圖6 控縫高壓裂縫長與排量的關系Fig.6 Relationship between fracture length of fracture height control and displacement

圖7所示為7 MPa人工隔層在2 m3/min排量下控縫高壓裂裂縫形態(tài)。由圖7可知,2 m3/min排量下進行控縫高壓裂,縫高發(fā)育基本限制在儲層內(nèi),縫高16.2 m,低于與底水間的距離20～30 m,裂縫縫長為140 m,可以更好地溝通遠距離儲層。

圖7 7 MPa人工隔層在2 m3/min排量下控縫高壓裂裂縫形態(tài)Fig.7 Fracture morphology of controlled high-pressure fracture at 2 m3/min displacement of 7 MPa artificial interlayer

綜合分析可知,由于下沉劑形成了具有應力差的人工隔板,裂縫形態(tài)擴展得到進一步的控制,在應力差為3 MPa、排量為2 m3/min的條件下,縫高為40 m,依然會溝通底水;但應力差為5 MPa條件下,縫高為26.7 m,可控制在30 m以內(nèi);當人工隔層應力差達到7 MPa時,縫高為19 m,小于儲層與底水間的距離。因此采取加入下沉劑,形成7 MPa應力差的人工隔層控縫高壓裂工藝,可以實現(xiàn)對LH油田X儲層的有效開發(fā)。

3 壓裂效果模擬

在LH油田X區(qū)選擇X7井進行產(chǎn)能分析。X7井水平段長度為850 m,采取控縫高壓裂工藝,依據(jù)該文壓裂設計的縫長和縫高參數(shù)進行方案設計,考慮到水平井長度,分別對基礎壓裂工藝和分段壓裂工藝進行產(chǎn)能模擬,共設計3段壓裂和4段壓裂2個壓裂方案,并與籠統(tǒng)壓裂方案產(chǎn)能進行對比,結果如圖8所示。

圖8 X7井壓裂產(chǎn)能模擬Fig.8 Simulation of fracturing productivity of well X7

從圖8可以看出,在X儲層部署油井并采用籠統(tǒng)壓裂的條件下,可以達到有效生產(chǎn)的目的[12],模擬結果為第1年初期日產(chǎn)油38 m3,如果采用3段壓裂的工藝,初期日產(chǎn)油可達83 m3,采用4段壓裂的工藝,初期日產(chǎn)油可達89 m3;第2年產(chǎn)油量基礎壓裂方案降低至27 m3/d,3段壓裂工藝降低至58 m3/d,4段壓裂工藝降低至59 m3/d,可以看出從第2年開始,3段壓裂和4段壓裂產(chǎn)油量基本一致。

從圖9所示 X7井多種工藝產(chǎn)能對比可以看出,壓裂基礎方案中累計產(chǎn)油量僅有5.8×104m3,通過分段壓裂方式可以提高油井產(chǎn)量,3段壓裂方案比基礎壓裂方案增產(chǎn)4.4×104m3,增幅為75.8%; 4段壓裂方案比3段壓裂方案增長幅度有限,累計增產(chǎn)原油僅2 000 m3,增幅僅為1.96%。因此,考慮產(chǎn)能及經(jīng)濟條件的情況下,建議采用3段式控縫高酸壓工藝對X儲層進行增產(chǎn)開發(fā)。

圖9 X7井多種工藝產(chǎn)能對比Fig.9 Productivity comparison of various processes in well X7

4 結論

1)LH油田儲層地質條件相對較差,巖石為碳酸鹽巖儲層,具有可壓性,但由于無巖性隔層發(fā)育,儲層應力差小,底水發(fā)育,天然裂縫發(fā)育,采用壓裂工藝需對裂縫形態(tài)進行控制。

2)控制規(guī)模的酸壓工藝無法實現(xiàn)對LH油田X儲層酸蝕縫高的控制,降低壓裂規(guī)模雖然能一定程度限制縫高發(fā)育,但無法阻止裂縫溝通底水;采用人工隔層的壓裂工藝,形成7 MPa應力差的人工隔層,可以有效控制縫高在20 m以內(nèi)發(fā)育,防止裂縫溝通底水,實現(xiàn)對LH油田X儲層的有效增產(chǎn)開發(fā)。

3)通過控縫高酸壓工藝的裂縫形態(tài)控制,進行X區(qū)塊產(chǎn)能模擬,3段壓裂的工藝可以將累產(chǎn)油量從5.8×104m3增至10.1×104m3,4段壓裂僅比3段壓裂方案增油2 000 m3,因此建議采用3段式控縫高酸壓工藝對X儲層進行增產(chǎn)開發(fā)。