低渗透油藏酸化压裂解堵技术研究

2020-12-14黄哲李燕承

当代化工 2020年10期

黄哲李燕承

摘要：为提高低渗透储层水平井分多段压裂工艺技术效果，分析了研究区主力层位山西组和石盒子组储层地质特征，明確了地层天然气、地层水、地层温度和压力特征，利用测井资料计算动态岩石力学参数，然后寻找动态岩石力学参数和静态岩石力学参数以及压裂施工压力之间的关系，评价地层可压性，通过综合考虑含油气性建立地层分段分簇模型，并利用该模型为研究区水平井分段定簇。微地震地面监测表明，裂缝长度在271～683 m范围，人工缝网的几何尺寸复杂，压裂效果明显。

关键词：低渗储层;水平井;储层改造;分段压裂

中图分类号：TE375 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）10-2247-05

Abstract： In order to improve the effect of multi-stage fracturing technology for horizontal wells in low-permeability reservoirs， the geological characteristics of Shanxi formation and Shihezi formation were analyzed， the characteristics of natural gas， formation water， formation temperature and pressure were defined. The dynamic rock mechanics parameters were calculated by using logging data， and then the relationship between the dynamic rock mechanics parameters with static rock mechanics parameters and fracturing construction pressure was investigated， and the formation compressibility was evaluated. Through comprehensive consideration of oil-gas bearing property， the formation segmentation clustering model was established， and the model was used tocarry out the segmentation and clusteringfor horizontal wells in the study area. The microseismic surface monitoring showed that the fracture length was in the range of 271～683m， the geometry size of artificial fracture network was complex， and the fracturing effect was obvious.

Key words： Low permeability reservoir; Horizontal well; Reservoir reconstruction; Staged fracturing

在我国油气资源格局中，低渗透油气田占有着极其重要的地位。低渗透油气田因为具有极其复杂的地质条件，其渗流阻力很大，连通性差，地层稳定性不好，天然能量小，开采难度很大，以及岩石强烈的各向异性和非均质性都严重制约着低渗透储层的开发[1]。实现低渗透油气藏高效、经济开发的重要技术手段就是水平井技术。在当前油气勘探开发不断深入开展的形势下，水平井已经成为国内外提高油气产能一项重要且成熟的措施，水平井具有比直井更长的完井层段，能够产生较大的泄油气区，可以很好地提高断块油气藏的连通性[2]。在水平井技术的基础上，开展水平井分段压裂改造施工，可以大幅度提高低渗透储层产能和采收率，作用十分突出，已成为低渗透油气田开发中最关键的一个环节[3]。因此，研究水平井压裂技术对储层改造、开发低渗透油气藏、提高油气井产量具有很重要意义。

1 主力层位储层特征

研究区域构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，该区域地质情况复杂，储层分布上受砂体展布以及物性控制，评定为低压、低孔、低渗、定容弹性驱动气藏，储量丰度低，岩性变化快，埋藏较深，这些特征都给开发带来了许多困难。主要目的层为上古生界石盒子组盒8段，山西组山1段和山2段，目的层为非均质性强的致密岩性气藏，储层之间连通性差，储层含气饱和度差异大。

1.1 山西组地质特征

山西组为三角洲-间湾沼泽-湖泊沉积环境，岩性主要为深灰-灰黑色泥岩、粉砂岩及中细砂岩，中下部夹薄煤层，钻井揭示地层厚度一般90～120 m。其底界为“北岔沟砂岩”之底，顶界为“骆驼脖砂岩”之底[4]。

山西组和上覆的石盒子组之间的界线不是很明显，划分地层可依据3点：依据厚度;依据测井曲线特征，目前发现绝大多数井的石盒子组底部都发育有底砂岩;自然伽马值从石盒子组到山西组明显升高，电阻率值逐渐升到100 Ω·m左右。山西组根据沉积序列和岩性组合可以自下而上的被划分为山1段、山2段，其中山1段几乎不含煤层，而山2段煤层普遍存在。

1.2 石盒子组地质特征

盒子组总体为三角洲-湖泊沉积环境，厚度约300 m。石盒子组地层顶部和石千峰组的底界以自然伽马曲线和电阻率曲线特征最为明显[5]。石盒子组底界为“骆驼脖砂岩”之底，该砂岩的顶部分布有一层“杂色泥岩”，从石千峰组到石盒子组自然伽马值会略高出一个台阶，电阻率值则会低一个台阶。目前根据岩心及沉积序列将石盒子组分为上下两段地层。上石盒子组泥岩段电阻率值分布在11～22 Ω·m范围内，从上石盒子组到下石盒子组电阻率值会呈逐渐上升的趋势，电阻率曲线呈细小锯齿状-齿状。石盒子组纵波时差曲线呈锯齿状或尖峰状起伏，井径曲线不规则，存在普遍的扩径情况。

研究区块盒8段、山1段和山2段气藏储层主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩。砂岩粒径主要以中粒为主，少量巨粒和粉粒分布，中等分选性。岩石碎屑矿物成分中石英质量分数较高，多数是单晶石英，存在有次生加大或溶蚀现象，其中石英质量分数分布范围42.5%～87.5%，平均占65.3%，岩屑主要为沉积岩和变质岩，还有少量的云化碎屑岩以及火山碎屑，平均占14.1%，黏土矿物种类有绿泥石、伊蒙混层、伊利石、高岭石等，其中填隙物主要为各类黏土矿物成分，含有少量的绿泥石和云母，占总量的2.0%～33.5%，平均质量分数12.3%，胶结物主要成分为硅质，还有一些云质和灰质，平均占7.3%。矿物主要胶结类型为孔隙胶结，其他为薄膜式胶结、接触式胶结和基底胶结，岩心剖片见图1所示。

该套砂岩储集层在成岩过程中经历了压实、蚀变及溶蚀作用，加之黏土矿物的重结晶等演化过程，岩石原生孔隙大部分遭到破坏，各类溶蚀孔、高岭石晶间孔等次生孔隙较为发育，占总孔隙的 70%～ 80%，还含有少量的微裂缝以及粒内破裂缝，因此从储集空间上看，盒8、山1、山2段气藏属溶孔-晶间孔型气藏。

对研究区盒8段、山1段、山2段储层资料进行分析统计，结果表明，平均孔喉半径大小分布在0.031～0.401 μm内，中值半径分布为0.011～0.689 μm，排驱压力分布范围在0.631～10.923 MPa。

1.3 天然气性质分析

收集研究区39口井的天然气，进行组分分析，结果显示，研究区天然气组分中C1质量分数分布在61.2%～96.9%，大部分质量分数超过90%;C2质量分数分布在0.021%～1.497%，C3+质量分数分布在0.009%～0.314%，CO2和N2质量分数很少，天然气相对密度为0.571～0.579，不含凝析油成分，属于干气气藏（表1）。

1.4 地层水性质分析

收集研究区31口井的地层水检验分析资料，主要水型为CaCl2型，有少量MgCl2型和NaHCO3型。各层之间有较大的矿化度差别，矿化度范围为 12 397～204 532 mg·L-1，氯根为7 331～127 643 mg·L-1。氯根值和取水樣的阶段、时间有关，当测得水样总矿化度值明显低时，可能是压裂液返排液。测得地层水pH值分布范围为5.4～7.6，平均pH值为6.6，呈弱酸性。

1.5 地层温压分析

研究区地层温度、压力测试结果显示，储层温度在77～98 ℃，每百米地温梯度值为2.4～2.7 ℃，不同井区和层位间存在差异，但不明显。盒8气藏压力稍低于正常压力系统值，压力系数范围为0.876～0.897，山西组气层压力系统值正常，压力系数范围为0.958～0.988，略低于1。

对研究区49口井资料收集结果显示，盒8层地层压力范围为15.319～24.897 MPa，大部分分布在17～19 MPa，温度范围为76.43～94.83 ℃，大部分分布在81～86 ℃;山1层的地层压力范围为18.431～32.769 MPa之间，主要分布在20～23 MPa，温度范围为76.43～102.98 ℃，主要分布在91～98 ℃;山2层的地层压力范围为16.143～25.498 MPa，主要分布在19～21 MPa，温度在79.13～101.83 ℃，主要分布在94～100 ℃。

2 分段分簇方法模型

2.1 岩石脆性指标计算

随着储层压裂施工的普及和改造规模的增大，岩石脆性评价也成了致密储层开发的研究重点之一。岩石的脆性是指岩石在受外力作用下，形状上变形很小即发生破裂的性质，岩石发生永久性的变形或其全变形程度小于3%下的破坏，不发生明显的塑性变形，发生形变吸收机械能力值小，是一种不可逆的形变。在岩石脆性分析方面，主要有两种方法：第一种是分别岩石矿物组分为塑性矿物和脆性矿物，通过分别计算各自矿物的组分质量分数，进一步评价目的层整体岩石脆性;第二种是通过岩石力学实验测量或者测井数据计算储层岩石动态参数，确定储层岩石脆性[6-8]。

岩石的力学性质和压裂缝的产生、延展受岩石矿物成分的影响。常规测井资料可以计算出砂岩、泥岩的体积参数，如需要细分出石英、长石、碳酸盐岩、黄铁矿等成分的质量分数，可以通过元素俘获能谱测井（ECS）和放射性能谱测井（NGS）[9]。在岩石中脆性矿物划分中，各地区各产层评定标准不一致，但经常将产层易发育裂缝、孔隙溶洞的岩性归为脆性矿物;一般情况下，岩石矿物成分中富含硅质的致密储层更易于压裂施工，而当遇到储层中黏土质量分数高或者少量硅质夹层，压裂施工会变得比较困难。本文将研究区矿物组分中石英、黄铁矿、白云石评定为脆性矿物，将方解石、长石以及黏土矿物、伊利石、高岭石评定为塑性矿物。

黏土作为一种塑性矿物组分，当其组分质量分数>40%时，随着质量分数增加岩石脆性指数明显降低，但众多经验表明，当黏土质量分数<40%时，脆性指数与黏土质量分数关系不明显[10]。

WT1井是2016年在研究区山西组打的一口水平井，于2017年11月对该井进行体积压裂改造。通过对该井各段施工数据跟踪，分析寻找地层压裂施工压力与矿物组分脆性指数关系。岩性测井系列选择的是自然电位SP、自然伽马能谱测井NGS，结合其他测井系列，可以准确计算出目的层泥岩、砂岩质量分数，但不能进一步细化其他矿物组分。将各压裂段泥岩质量分数与施工破裂压力作对比，如图2所示。

2.2 缝网能力形成评价

地层水平主应力是影响压裂施工压力大小的4个因素之一。差异系数代表最大水平主应力与最小水平主应力的差异大小，其值对裂缝的形态特征影响十分明显。

以往施工研究表明，如果致密储层的水平主应力差值小，压裂过程中压裂液易于在多个方向上进入改造裂缝中，并形成新的改造裂缝。分析其原因在于，较小的水平主应力差有利于压裂缝在延伸工程中发生转向和弯曲，并可产生更多的张性裂缝和剪切裂缝，构建成较为发达的裂缝网络和渗流通道，达到体积压裂改造储层的效果。反之如若仅产生较少几条主裂缝，则难以实现体积压裂改造目的，不容易形成复杂的网络裂缝系统[11]。

本文采用地应力组合弹簧模型（斯伦贝谢模型）来求取水平应力差异值，从WT1井破裂压力与水平应力差异系数对比图可以看出，第三段水平应力差异最大，所需的施工压力也最高，总体来看施工压力的大小与水平应力差异的值变化不明显（图3）[12]。原因在于，在储层可压性方面，水平差异系数主要表征的是压裂施工裂缝的形成缝网能力，对于破裂压力预测相关性不大。

2.3 分段分簇模型

压裂选段定簇需要考虑多方面的因素，首要是地层本身的含油气性。压裂工艺的作用是创造出更多的油气疏通渠道，如果选错了地层，再好的压裂工艺也于事无补。选段定簇的意义是为了使地层更易于改造，使地层建立起更有效的连通性，在储层段选择可压性较高的井段射孔将有利于裂缝的起裂和压裂缝高度的控制。天然裂缝及井壁诱导缝会影响压裂作业的破裂压力，同时天然裂缝还会影响压裂缝的延展方向及规模，压裂作业应予考虑。综合应用岩石力学分析结果、地层评价结果进行详细的综合评价，优化压裂选段定簇设计，能提高压裂作业的有效性。

通过依据模糊数学评价原理，评价各参数相关系数，并结合地区经验给定出：储层含油气性G的相关系数为0.65，岩石可压性指数F的相关系数为0.25，缝网能力指数的相关系数K为0.1，得出压裂选段定簇综合评价指标公式为：P=0.65G+0.25F+ 0.1K。根据该方法，选取施工井进行计算，划分压裂施工段，并选定射孔簇点。

3 分段压裂及效果评价

3.1 WT2井压裂施工

2019年11月1日至2019年11月14日某压裂队对WT2井山1层压裂施工，采用水平分簇射孔+桥塞分离分段压裂技术与CO2前置增能、滑溜水+线性胶压裂液完成对其的压裂改造。压裂施工14层共用时15天，共下入桥塞13个，工作压力范围43～54 MPa，平均压力为48 MPa，施工最高排量 12.0 m3·min-1，最高砂比20%，加砂阶段压力比较平稳。入地总液量（18 331.6 m3+1 129.2 m3送球+酸+顶替）19 460.8 m3，加砂总量952.1 m3，入地总二氧化碳量1 701.7 m3，平均砂比8.85%。

試气过程采用三相分离器Φ13 mm孔板计量产气量，井口油压从16.83 MPa下降到5.53 MPa，套压从17.36 MPa下降到7.31 MPa，气流温度31 ℃，上游压力1.48 MPa，差压140 kPa。在地层中部流压为2.935 MPa（垂深2 435 m）、流温80.04 ℃的条件下，稳定气产量为1.475×105 m3·d-1，求产期间累计产气1.803 02×106 m3，求产期间日产水2.0 m3，累计排液2 780.7 m3，返排率14.1%，计算无阻流量QAOF =1.553×105 m3·d-1。

2019年12月24日关井测压力恢复，实测压力恢复终点井底压力为14.835 MPa（垂深2 435 m），温度为79.95 ℃。利用试井解释软件对压恢资料进行解释，计算地层水平有效渗透率为2.26×10-4 μm2，垂直有效渗透率为2.6×10-6 μm2，外推地层压力为20.24 MPa（垂深2 435 m），表皮系数为-1.247 9。

3.2 微地震监测评价改造效果

本次微地震监测选用井中监测，将检波器下入WT2井周边WT3井中，检波器和压裂位置的距离在297～1 909 m范围，并对全部共14段压裂施工进行了微地震井中监测。

共完成监测14段，水平段远端监测距离太远（1 638 m），前7段微地震事件波形初至起跳不清晰，能量较弱，监测到的有效微地震事件太少，不能够准确刻画出裂缝的走向及几何尺寸;随着监测距离越来越近，微地震事件波形初至较清晰，后续各段微地震事件数明显增多。

WT2井裂缝长度在271～683 m范围，从近端微地震监测统计结果可以看出，人工缝网的几何尺寸复杂，压裂效果明显;施工压力与可压性评价基本相符，簇点选择合理，整体施工顺利（图4）。

4 结论

压裂分段分簇模型综合分析了储层的含油气性、脆性指数、形成缝网能力，计算了影响工程施工、单井产量的各重要因素，并取得良好的整体应用效果，下一步可展开该方法的推广。

参考文献：

[1] 程子岳.超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究[J].当代化工，2019，48（8）：1771-1774.

[2]宋兆杰，陈之尧，侯吉瑞，等.致密储集层压裂液与致密砂岩相互作用研究[J].地质与勘探，2019，55（4）：1059-1065.

[3]荀小全.东胜气田盒1段地质特征及水平井储层改造对策[J].天然气技术与经济，2019，13（6）：34-39.

[4] 张小奇，史建国.水平井水力压裂机理及在改造低渗储层中的应用[J].辽宁化工，2017，46（6）：581-583.

[5]杨兆中，陈倩，李小刚，等.鄂尔多斯盆地低渗透致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂布缝优化研究[J].油气地质与采收率，2019，26（2）：120-126.