大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺应用实践

2019-11-28李平樊平天郝世彦郑忠文余维初

石油钻采工艺 2019年4期

李平樊平天郝世彦郑忠文余维初

1.延长油田股份有限公司南泥湾采油厂；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院；3.延长油田股份有限公司；4.长江大学

滑溜水体积压裂是在清水压裂的基础上发展完善起来的一项适合非常规油气藏的增产工艺。相对于常规交联压裂，滑溜水压裂可以形成复杂的网状裂缝，与水平井配套使用，可以形成大范围的泄油(气)面积，并且可以解决支撑剂的传输、携带问题，同时由于其在裂缝中独特的铺置机理，从而提供非常规油气流动所需的导流能力［1-4］。例如吐哈油田三塘湖马56 区块条湖组为致密灰岩储层，在裂缝方位和油藏多裂缝预测的基础上，利用滑溜水+弱交联液体系沟通天然裂缝，实施大排量、低砂比的分段压裂技术，使该区块致密油藏水平井多段压裂改造取得技术突破，为油田的高效开发提供了新思路［5］。川西深层DY 气藏，采用常规压裂技术，施工中经常出现砂堵和泵压异常偏高的情况，导致施工失败。采用大液量、大排量和低砂比滑溜水加砂压裂改造技术，DY2-C1 单井现场试验施工成功率为100%［6］。

南泥湾油田前期水平井开发压裂选段参数设计主要依赖经验，段间距长(60～80 m)、排量小(6～8 m3)、液量小(400～600 m3)，采用瓜胶压裂主体连续加砂方式。水平井压后投产间隔喷油，喷油次数与压裂段数大体相同，各段之间为独立的压力系统，未形成整体压力系统。段与段之间压裂改造油层不充分，各段不连通，段簇间距有待优化。借鉴非常规页岩油气开发的成功经验，开展大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺参数优化研究，并在现场应用中达到了提高单井产量的预期效果［7］。

1 N199 井区油藏概况

N199 井区位于南泥湾采油厂河庄坪-李渠区域，河庄坪地区及周边地区延长组储层中天然垂直裂缝十分发育，无论是地面露头、还是井下岩心中均可直观见到较多天然裂缝，利用地层倾角测井解释技术，在延长组地层中也识别出较多天然裂缝，且均以垂直缝为主。该井区构造为一平缓的西倾单斜、内部构造简单、局部发育差异压实形成的鼻状构造。长61砂体发育，平均砂体厚度17 m，平均油层厚度15 m，油层中深552 m，平均孔隙度8.5%，渗透率 0.88×10-3μm2，含油饱和度 36%。N199 平 2 井井身结构为二开增斜单稳水平井，完钻井深1 461 m，水井段长735 m，水平方位143°，完井方式为套管完井。水平井水平段的测井解释，只代表井孔穿过砂体处的油藏物性，并不能由此看出砂体在垂向方向的油层变化情况(如图1 所示)。即便是解释为水层或者差油层，并不能说明垂向砂体上下部位油层。除了避开明显的砂泥岩隔层外，各处均可射孔，包括水层、致密层，以求压裂联通好油层。

图1 N199-N61 油藏剖面图Fig.1 N199-N61 oil reservoir section

2 水平井压裂参数优化

2.1 水平井压裂段数

大液量大排量低砂比滑溜水压裂能产生更多有效支撑裂缝，适应延长组油藏的地层特征，对地层进行有效压裂并提高油井产量。段间距、簇间距是水平井压裂的重要参数，射孔簇间距如果太大，每段簇数少，压裂裂缝间互不连通，留下未压裂砂层，会造成油藏资源浪费［8］。因此，有必要对段间距、簇间距等进行参数优选。

延长油田前期水平井压裂选段一般段间距60～80 m，簇间距 20 m，每段 2～3 簇，总孔数按每孔不低于 0.3 m3/min 排量计算，6 m3/min 排量约需20 孔，每段 2 簇射孔，每簇 10 孔，射孔密度 10 孔/m，压裂投产后效果不理想。N199 平2 的现场试验采用了减小段间距、增加簇数的措施，簇、段间距均为20 m 左右，使段、簇间距在水平段中均匀分布能使压裂流量均匀，各处均得到有效压裂，12 m3/min 排量约需40 孔，每段5 簇射孔，每簇8 孔，射孔密度8 孔/m。

2.2 排量

压裂施工排量的大小决定了压裂施工的效率，储层裂缝中的净压力随着施工压力的增大而增大，主裂缝与次生裂缝可以更好地沟通，有助于复杂裂缝的形成［9］。针对南泥湾油田长6 致密砂岩储层，确保在其他影响因子恒定的状态下，逐步增加施工排量，用Fracpro PT 软件模拟分析，得到不同排量下裂缝长、宽、高的数据。并计算储层改造体积SRV的大小(见表1)。

表1 不同排量下的缝网模拟参数Table 1 Fracture network simulation parameters at different displacements

分析表1 中的数据可知，增加排量后，裂缝的缝长和储层改造体积都随之增加。因此，在其他施工参数不变的前提下，增加施工排量有助于储层改造体积的增加。

2.3 液量

压裂施工的总泵入液量对储层改造体积有着重要影响，在进行压裂施工时，大液量更能获得缝长较大的理想裂缝［10］。针对南泥湾油田长6 致密砂岩储层，确保在其他影响因子恒定的状态下，改变压裂液的总量，得到不同总液量下的裂缝特性和SRV(见表2)。

表2 不同液量下缝网模拟参数Table 2 Fracture network simulation parameters at different fluid volumes

从表2 可以看出，在不改变其他施工条件的前提下，增加压裂液总量有助于增大储层改造体积，改善压裂效果。

3 现场应用

3.1 施工设计

N199 平2 井的压裂裂缝模拟如表3 所示。大液量大排量低砂比压裂可形成复杂缝网，达到体积压裂效果，设计方案可以满足施工要求，如图2 所示。

表3 裂缝几何形态参数Table 3 Fracture geometry parameter

为了验证模拟参数的可行性，现场通过优化的施工方案进行体积压裂，加砂方式一是用小阶梯式(少量加砂5 m3左右，占总加砂量的8%，打磨地层，沟通天然裂缝)；二是主体段塞式(变粒径，由大到小，前置液使用40/70 目陶粒，携砂液使用30/50 目石英砂)。小阶梯式先用低砂比3%，分段按照2%的比例逐渐增加砂比，目的与加大前置液一样，让造缝的压裂液含砂量少一点，以减少阻力和沉降。主体段塞式加砂实际是更进一步降低砂比，重新从8%的砂比增加到15%，注入一个段塞后用滑溜水将砂段塞向地层裂缝深部推进。

图2 N199 平2 井1-2 段压裂裂缝剖面模拟图Fig.2 Fracture profile simulation of 1-2 section of Well N199 Ping 2

现场施工时，第2 段采用簇式射孔+速钻桥塞分段压裂，施工排量12.0 m3/min，施工地面最高泵压40 MPa，破裂压力 31.8 MPa，工作压力 17～20 MPa，停泵压力8.4 MPa，最大砂比15%，总入地支撑剂量60 m3，液量1 175.8 m3。施工压力平稳，完成设计加砂100%。主要参数如图3 所示。

图3 N199 平2 井长6 油层第2 段压裂施工曲线Fig.3 Fracturing construction curve of the second section of Chang 6 reservoir in Well N199 Ping 2

3.2 裂缝监测

为了全方位识别人工裂缝的形态，优化水平井井网井距，验证设计参数的合理性，通过地面和井下2 种不同手段进行裂缝实时监测。如表4、图4所示，第1 段水力压裂的人工裂缝方向是北东78°，裂缝总长度207 m；第2 段水力压裂的人工裂缝方向是北东72°，裂缝总长度275 m；第5 段水力压裂的人工裂缝方向是北东77°，裂缝总长度346 m；第6 段水力压裂的人工裂缝方向是北东71°，裂缝总长度346 m；第7 段水力压裂的人工裂缝方向是北东68°，裂缝总长度239 m。2 种监测结果基本一致，整体来看压裂裂缝东西两翼基本相等，改造较为充分。各段微地震事件紧密相连但又没有重复改造现象，从目前监测结果看段间距簇间距设计较为合理。

如图4 所示，监测井N199 直井已经投产，要求在射孔段上方打桥塞隔断射孔处产出的气泡，以避免气泡产生的噪音干扰对微地震事件的监测。根据现有条件，采用12 级Maxiwave 三分量检波器接收，检波器级间距定为20 m，并综合考虑N199 直井已进行射孔，检波器下井安全且位置尽可能靠近压裂目的层上下，所以12 级三分量检波器实际下放测深位置为305～525 m，间距20 m，检波器和压裂位置的距离在166～987 m 左右，满足接收条件。本次工作对南199 平2 井8 层的压裂进行了微地震井中监测7 段316 个事件点，分别展示了微地震事件定位的俯视图及侧视图。井下裂缝监测距离超过600 m时，微地震事件越来越少，4～7 段微地震信号较多，监测效果较好。由于埋深较浅，压力系数较低，岩石破裂能量较低，震级较小，在-3.56 至-2.66 之间。

表4 裂缝监测统计结果Table 4 Statistical results of fracture monitoring

图4 压裂监测整体微地震事件俯视图及侧视图(横纵坐标/m)Fig.4 Top view and side view of the overall microseismic event of fracturing monitoring

如图5 所示，统计分析4～7 段微地震事件扩展与液量关系，当进入地层液量从100 m3到700 m3时，总体裂缝延伸明显，缝长、缝高及缝宽在图中呈上升趋势。第4 段在400～800 变化最为剧烈呈3 段阶梯状，裂缝长度由100 m 增加到291 m 后趋于稳定，第5 段相比第4 段变化相对较缓也呈三段式阶梯状，裂缝长度由209 m 增加到346 m 后趋于稳定，第6 段在300～900 m 时变化明显呈四段阶梯状，裂缝长度由102 m 增加到346 m 后趋于稳定，第7 段相对前面变化较为平缓。液量达到800～900 m3时，持续增加液量，裂缝向外扩展较少，建议同等地质条件、同等射孔方式、排量情况下，总液量控制在800～900 m3。

3.3 效果评价

如表5 所示，大液量大排量低砂比滑溜水压裂入地液量是其他压裂的2.5～3.5 倍，压后返排率低于10%，大量液体进入地层未返出，一定程度上弥补了地层亏空，有利于后期稳产。

如表6 所示，同一井组地质条件基本相同情况下，采用大液量大排量低砂比滑溜水压裂的N199平2 井初周月的日产油是采用TDY 压裂的N199平3 井的1.7 倍，是桥塞压裂的1.2 倍。随着投产时间的延续，油井含水下降，产量趋于稳定。大液量大排量低砂比滑溜水压裂稳定日产油达到9.5 t/d 是其他压裂方式的2 倍多。

N199 试验井采用大规模压裂，增大与储层的接触面积，提高单井产量。因为大排量大液量有利于形成复杂的裂缝形态，使支撑剂在裂缝中有效地铺展，从而使有效裂缝与储层的接触面积最大化。与此同时，砂比越高，使更多的支撑剂沉降，沿着井口形成环形砂堆，不利于携砂液快速进入已经形成的裂缝中。试验结果表明，大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。