松北致密油水平井体积压裂技术适应性分析

2021-10-18黄有泉李永环顾明勇

石油地质与工程 2021年5期

黄有泉，李永环，2，顾明勇，2

（1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江大庆 163453）

松北致密油是大庆油田增储上产的重要资源，主要集中在扶余和高台子储层，但与国内外同等致密油储层相比，松北致密油具有较强的非均质性，横向不连续，同一试验区内不同井钻遇差异大[1–5]，整体动用难度大，常规增产改造技术无法实现储量的有效动用，且无法直接评价压裂参数与产能的相关规律。为了有效指导致密油储层高效动用，有必要系统研究不同压裂参数对压后产能的影响。Y1、Y2、Y3等区块近几年采用水平井多段多簇体积压裂技术进行开发，初期平均单井日产油15.8 t，是同区块直井的10.3倍，增产效果较好。本文综合可能影响水平井压裂效果的裂缝间距、储层物性、施工规模、压裂模式等参数，对已压裂水平井进行分析，取得了一定认识。

1 松北致密油特征

大庆油田松北致密油资源丰富，以上白垩统青山口组为烃源岩，富集于高台子油层（可细分为C1、C2、C3三个油层组）和扶余油层（可细分为F1、F2两个油层组）两大含油层系，主要分布在大庆长垣、三肇和齐家–古龙等地区。

大庆油田综合录井、测井和室内分析等资料，将致密油分为三类[6]：①致密油Ⅰ–1类储层为富含油、含油或油浸的细砂岩、粉砂岩，孔隙度大于11.0%，渗透率大于0.60×10–3μm2；②致密油Ⅰ–2类储层为含油、油浸为主的细砂岩、粉砂岩，孔隙度为8.0%～11.0%，渗透率为0.20×10–3～0.60×10–3μm2；③致密油Ⅱ类储层为油斑、油迹为主的粉砂岩、泥质粉砂岩或含钙粉砂岩，孔隙度小于8.0%，渗透率小于0.20×10–3μm2。

2 致密油水平井体积压裂技术

围绕松北致密油储层地质特征及压裂增产改造难点，形成了以“高强度、低成本、大SRV（压裂改造体积）”为核心的地质工程一体化致密油水平井体积压裂技术[7]。突出主力甜点层段、小簇距密切割布缝、高砂比大规模加砂等“高强度”改造技术方法，采用滑溜水携砂液、石英砂支撑剂、速钻桥塞等“低成本”工艺，簇间距为10.0～15.0 m，加砂强度为5.3 t/m，加液强度为29.8 m3/m，最高砂比为40.0%～ 45.0%。

由于大庆油田松北致密油非均质性强，单井差异大，无法直接对比，为排除储层物性、水平井长度等因素影响，引入国际类似分析典型参数“无因次动用比”[8]来分析不同间距对改造效果的影响规律。

无因次动用比等于300 d累计产量与井控地质储量的2.0%之比。其中，300 d累计产量和井控地质储量均与储层厚度、孔隙度、含油饱和度和裂缝控制长度四个参数呈正比。

另外，为验证不同致密油类型对产能影响，在每段压裂液中加入不同种类的示踪剂，压裂完成后对返排产出液量进行取样、检测，得到各种示踪剂产出曲线，以此来监测各段产液贡献率。为了统一表征对比各段产能贡献的大小，引用“产能贡献比”的概念，即：产能贡献比等于本段产能贡献率与本井每段平均产能贡献率之比，若比值等于1，说明本段产能达到本井每段平均产能贡献率。

3 不同参数影响分析

3.1 压裂液

Y1试验区主要开发F1、F2两个油层组，层数较多、单层厚度薄，含油层段较为集中，储层平均孔隙度为14.6%、平均渗透率为1.54×10–3μm2，本试验区共开展了8口井的体积压裂现场试验，水平段长为805.0～1 547.0 m，簇间距为54.0～79.0 m。采用桥塞切割压裂。

压裂液全部采用胍胶压裂液，分析了平均单缝加液量对平均单缝300 d累计产量的影响。从图1可以看出，加液量对压后产量的影响明显，单缝加液量增大，累计产量增加。

图1 Y1试验区平均单缝加液量与平均单缝300 d累计产量关系

3.2 支撑剂类型及规模

对Y1试验区开展不同类型支撑剂的对比研究，其中，4口井采用20/40目的石英砂作为支撑剂，4口井采用20/40目覆膜砂与石英砂按1∶4组合的支撑剂（以下简称覆膜砂混合支撑剂）。通过对两组井生产数据的统计（图2）发现，采用覆膜砂混合支撑剂的井平均单缝300 d累计产量低于采用石英砂支撑剂的井，但两种类型支撑剂压后效果相差不大，说明该试验区采用石英砂作为支撑剂可以满足改造需要。

图2 Y1试验区不同类型支撑剂井组产能对比

Y1试验区每口井的单缝加砂规模为36.0～65.0 m3，从单缝加砂量与单缝300 d累计产量关系（图3）可以看出，单缝加砂量越大，平均单缝300 d累计产量越高，说明增加加砂量有助于提高产能。

图3 Y1试验区平均单缝加砂量与平均单缝300 d累计产量关系

同样对Y3试验区进行了不同类型的支撑剂对比分析。Y3试验区主要钻遇目的层为C1、C2、C3，砂岩厚度主要为4.0～6.0 m，有效厚度为2.0～4.0 m，C1与C2层间隔层厚度为1.0～2.0 m，C2与C3层间隔层厚度为0.5～1.0 m，孔隙度为12.0%～16.0%，平均值为13.9%，渗透率为0.10×10–3～1.50×10–3μm2，平均值为1.23×10–3μm2。Y3试验区共开展了15口井的体积压裂现场试验。其中，6口井采用覆膜砂混合支撑剂，2口井采用覆膜砂支撑剂，3口井采用石英砂尾追陶粒，4口井采用陶粒与石英砂按1∶4组合的支撑剂（以下简称陶粒混合支撑剂）。由图4可知，支撑剂为石英砂尾追陶粒的井压后平均单缝300 d累计产量最高，支撑剂为覆膜砂的井压后产能最低。分析认为，石英砂尾追陶粒主要通过提高缝口的支撑能力来提高压后产能。

图4 Y3试验区不同支撑剂类型产能对比

3.3 裂缝间距

由图5可以看出，裂缝间距越小，“无因次动用比”越高。以同为F1油层组的Y1–7井和Y1–5井为例，裂缝间距由71.0 m缩小至54.0 m时，300 d累计产量分别为3 282.0 t和4 760.0 t，“无因次动用比”提高了42.6%。

图5 Y1试验区不同裂缝间距对比

3.4 储层物性

Y1试验区3口井进行了分段产能测试，其中Y1–4井压裂10段，Y1–5井压裂11段，Y1–7井压裂11段，三口井共计压裂32段。以每口井后期平稳贡献阶段的贡献率为依据，分别计算每段产能贡献比，从不同类型储层的产能贡献比散点分布来看（图6），致密油Ⅰ–1类储层产能贡献比高于1，致密油Ⅰ–2类储层产能贡献比在1附近，而致密油Ⅱ类储层产能贡献比均低于1。以Y1–7井产能贡献率分析为例，Ⅰ–1类储层和Ⅰ–2类储层产能总贡献率可达80.8%（图7）。

图6 Y1试验区不同类型储层产能贡献比分布

图7 Y1–7井储层产能贡献率分布

3.5 压裂模式

Y2试验区F1与F2油层组层数多、单层厚度薄，单砂体实钻厚度1.1～3.6 m，平均厚度1.8 m（10口水平井实钻数据），岩心平均有效孔隙度12.5%、平均空气渗透率1.32×10–3μm2。试验区共开展了10口井的体积压裂现场试验，水平段长为491.0～1 074.0 m，簇间距为47.0～101.6 m。

针对松北致密油储层，主要有两种水平井体积压裂模式，一是利用凝胶压裂液形成具有一定导流能力的切割式裂缝系统（以下简称切割模式）；二是利用大量滑溜水+凝胶携砂压裂液形成复杂裂缝网络体系（以下简称复杂缝网模式）。

Y2试验区开展了两种压裂模式的对比试验。从现场试验效果来看，切割模式改造效果要好于复杂缝网模式。试验区F2油层组切割压裂2口井，平均单缝加液量为640.0 m3，平均单缝加砂量为56.0 m3，两口井每百米含油砂岩段300 d累计产量分别为493.0 t和195.0 t（图8a），两口井300 d日产油递减率分别为48.5%、61.3%（图8b）；相同目的层复杂缝网模式压裂2口井，平均单缝加液量为1 718.0 m3，平均单缝加砂量为54.0 m3，两口井每百米含油砂岩段300 d累计产量分别为123.0 t和115.0 t，两口井300 d日产油递减率分别为67.3%和85.0%。切割模式产能高于缝网模式，平均为缝网模式的2.56倍，且切割模式日产油递减率较缓，平均为缝网模式的0.72倍。

图8 Y2试验区F2油层组不同压裂模式产能与递减率对比

为进行原理分析，优选一口采用缝网模式的压裂井，按照实际施工参数进行裂缝剖面反演模拟。Y2–6井采用滑溜水+凝胶混合缝网模式压裂，其中第二段共加入滑溜水2 045.0 m3，凝胶液615.0 m3，砂量60.0 m3。施工曲线拟合如图9所示，由反演的裂缝导流能力剖面图（图10）可以看出，裂缝长度较长，但裂缝前端支撑较差。分析认为缝网模式由于压裂液量相对较大，裂缝波及长，但端部缺少有效支撑，导致产能递减较快。