非常规泥页岩油藏压裂工艺应用与评价

2013-09-05赵钦瑞

石油化工应用 2013年6期

吴令，王林，赵钦瑞

（中国石油化工股份有限公司江苏油田分公司试采一厂，江苏江都 225265）

根据FERC（美联邦能源管制委员会）制定的油藏渗透率界定标准划分，地层平均渗透率μ≤50 mD为低渗透油藏。其中，10 mD＜μ≤50 mD为一般低渗透油藏，1 mD＜μ≤10 mD为特低渗透油藏，μ≤1 mD为超低渗油藏，特、超低渗透油藏属于致密油藏范畴，一般、特低渗透属于泥页岩油藏范畴。尽管泥页岩油藏物性略好于致密油藏，但其储层塑性较强，压裂造缝效果往往不可控，且稳定性较差，因而其储层改造难度亦较大。

1 压裂应用

2012年至2013年初，油田共实施压裂32井次，其中泥页岩油藏压裂6井次，占总施工井的19%，油田首次进入非常规泥页岩油藏改造领域。储层平均孔隙度8.96%、平均渗透率16.14 mD、平均油层中深3 610 m，储层物性差、埋深大。

油田泥页岩油藏压裂基本处于空白状态，初步使用常规压裂模式实施改造，在多口井一系列的现场应用中，摸索出适合油田泥页岩油藏的压裂之路。主要是（1）用小型压裂试探验证地层；（2）增大前置液用量，利用段塞砂粒在地层微裂缝中的铺置，降低压裂液在微裂缝的滤失，稳固裂缝壁面，延伸主裂缝；（3）利用前置液高流速、压力的喷射作用，对炮眼及近井地带打磨，有效降低施工摩阻；（4）控制施工砂比及砂比提升幅度，降低砂堵几率；（5）采用“两高三低”优质压裂液体系，适应地层苛刻条件，提高施工成功率。

2 效果分析

2.1 区块增油效果

区块低渗透油层增油效果一般优于致密油层，致密油层增油效果优于泥页岩油层（见表1）。

表1

表2

2.2 井深增油效率

油层中深3 000 m内的井措施有效率达100%，3 000 m以上的井措施有效率只有80%，随着井深的增加，管柱施工摩阻加大，地层的应力增大，施工难度逐渐增大。从增油的贡献度来看，1 800～2 500 m、2 500～3 000 m这两个层段的井措施后增油量占到66%。

3 认识评价

3.1 泥页岩油藏压裂三个阶段

（1）第一阶段尝试未获成功，L38-1仅加砂1.9 m3，而且欠顶0.6 m3砂，第一次接触非常规地层，对其特性有了一定了解，为后续非常规地层压裂开辟了道路。

对于新井压裂，其地层破裂压力系数不是很清楚，在设计施工方案时借用该地区的相近区块的压力系数存在不足，导致设计施工参数不能满足实际施工的要求从而引起砂堵。从压裂前置液的施工数据来看最高压力73 MPa，最低压力68 MPa，压力降幅仅5 MPa，而参考其它成功压裂井的压力降幅均在10 MPa以上，针对这种情况应增开压裂车组，提高施工的排量以达到地层的破裂压力。在前置液的小型压裂的设计中砂比提高的过快，应降低小型压裂的砂比既可以利用压裂砂在地层微裂缝中的铺置，降低压裂液在地层的滤失，同时可降低压裂施工中小型压裂时就出现砂堵的风险，建议小型压裂的砂比保持在5.0%比较合适。

（2）第二阶段实施取得进展，L38-2加砂量提高到了10.7 m3，进一步掌握了非常规地层特性，为后面的压裂施工拓展了道路。本压裂层段泥岩含量较高，平均在30%，相对常规地层约高出5%～10%；砂岩含量在58%。近期压裂的几口类似油井反映出一个趋势，储层泥质含量达到25%以上，压裂施工进行受到的影响较大，且地层泥岩含量越高这种影响就越大。如Y38-1第一次压裂的E2d1段24号层（3 709～3 717 m）泥岩含量25%，Y38探井第一次压裂的E2d1段57、61-62号层（3 675～3 723 m）泥岩含量29%，L38-1压裂的 E1f4段39号层（3 648～3 656 m）泥岩含量更是高达38%。

这些井的共同点在于，泥岩含量高，地层塑性强于脆性，塑性占了主导地位，最直接的表现就是，压裂施工中地层破裂不明显，几乎看不出破裂的痕迹，并且在造缝的过程中，裂缝很不规则，难以预测，裂缝延伸受限、已经打开的裂缝随机闭合，导致裂缝几何尺寸、空间容量严重受到制约。还有一个特点，这些井压裂段储层埋深大，本井的储层埋深更是创造了油田压裂层段的纪录，在3 864～3 874 m，地应力梯度有所变化，在巨大的上覆岩层及水平应力作用下，压裂造缝更加困难，这是此类井压裂施工难度大的两个主要原因。

裂缝压开后施工泵压在1.5 min内由79 MPa降至62 MPa。压降为17 MPa，压降幅度很大，说明地层裂缝形成比较剧烈，且突然出现的裂缝空间很大，流通能力骤增，所以施工压力快速下落。中孔低渗储层物性、管柱优化共同作用，一定程度上弥补了因埋层深度过大和岩性构成较差带来的先天不足。

加入两级段塞后压力升至69 MPa，砂比增加液柱密度增大，地面压力下降；压力进而又上升，地层裂缝延伸有限，泵入的压裂液在较短时间内便再次充满裂缝空间。整个压裂施工过程，有两个显著特点。如果把正式加砂阶段也视作段塞的话，那么，本井表现为“四级段塞、三个台阶面”。特点一：这四级段塞之间存在一个关系，泵压随着砂量、段塞级数的增多而升高，砂量、段塞级数越多，泵压升幅就越高。特点二：各级段塞造成的影响累积加深，出现的问题环环相扣，逐级泵入一定砂量后，井口压力反应愈发激烈并逐级抬升，压力抬升过高过快，使得砂比无法提升，严重时加砂被迫中断，段塞之间替入更多的压裂液以缓解砂堵带来的憋压状况，而段塞之间的压裂液过多，裂缝得不到有效支撑的距离就更长，裂缝中部闭合的可能性、闭合的面积就更大，负面影响更深，直接导致后续加砂困难甚至加不进砂。

表3 联38-2储层岩性与物性数据

表4 联38-1储层岩性与物性数据

储层埋深较大，根据地温梯度推算压裂层温度在130℃，压裂液的性能受到挑战，应力剪切、高温降解作用使得压裂液携砂能力下降，砂粒沉降，各级段塞发生不同程度的砂堵，又致使泵入地层的压裂液在段塞后部停滞，地层得不到及时的降温，加剧了前端压裂液的降解，进一步降低了压裂液的携砂能力，砂粒沉降速度、沉降量增大，形成恶性循环。这就要求所使用的压裂液体系具备更高的性能、更好的稳定性和抗剪切能力。

（3）第三阶段应用获得成功，L38-5加砂23 m3，意义重大。前期非常规油藏压裂失败的主要原因，是对此类地层的特性了解得不够深入，掌握得不够全面，用常规手段去处理非常规地层。实践表明，应对非常规地层，必须要使用非常规手段。面对泥页岩含量高的非常规油藏地层，稍有不慎，必将发生砂堵导致压裂施工失败。所以，压裂泥页岩地层时，一定要做到“排量稳、压力准、速度缓、操作平、加砂均”，不能片面追求高砂比，应适当增大前置液用量，以保证裂缝通道的顺畅、裂缝壁面的稳定，为后续填砂提供良好条件。并采用“两高三低（高弹力、悬砂性；低稠度、粘度、伤害）”压裂液，保证了施工的平稳有效。

3.2 裂缝监测效果分析

为充分研究裂缝形成及走向，油田加大了裂缝监测工作量，裂缝监测率47%，同比增长27%。裂缝走向方面，有71%的井裂缝方位为北东向90°以下，具体在 74～86°（如 H26-8 与 L7-5）区间内，有 29%的井裂缝方位为北东向90°以上，具体在96～105°（如S25-10与X33-1）区间内。说明各区块地层构造趋近，应力作用相当，具有基本统一的方向性。

裂缝半缝最长 150～160 m（X33-1），最短 90～100 m（X7-3上层），平均半缝长114～124 m；缝高最大45 m（L7-6、LX38），最低 29 m（X7-1），平均缝高 38 m；半缝长与缝高大致比列为3:1，半缝长、缝高与油层埋深基本成正比关系。