吉7区块深层致密砂岩气藏压裂改造技术研究与应用

2023-11-09党建锋沈彬彬陈维徐珊张永国杨明敏葸尚勇

山东化工 2023年18期

党建锋,沈彬彬,陈维,徐珊,张永国,杨明敏,葸尚勇

(中国石油西部钻探吐哈井下作业公司,新疆吐鲁番市 838200)

随着吐哈盆地中浅层常规油气资源勘探的不断深入,勘探对象逐步转向致密油气、页岩油气及深层煤岩气,深层致密砂岩气等非常规资源已成为吐哈油田增储上产的重要资源接替区。吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷下侏罗三工河组砂泥岩间互,夹煤层,横向上连通性差,物性差,为致密砂岩气藏[1-2]。该区域早期按照正向构造勘探找油的思路,通过地质工程一体化技术,采用直井常规压裂,改造取得一定成效,发现了该类型致密砂岩油气藏,吉深1井日产油6.24 m3、气13 000 m3。试采表现为初期产量高,累计产量少的特点,证实洼陷周缘构造高部位为长距离运移的调整型油气藏,洼陷内部可能发育多个大型岩性砂体,可形成多个大规模源内岩性油气藏,勘探潜力巨大[3-9]。

1 油藏主要特征

吉7块位于新疆维吾尔自治区吐鲁番地区鄯善县境内,盆地内地貌主要为戈壁砾石。区内地形总体呈北高南低趋势,较为平坦,井区地面海拔550～750 m。丘东洼陷区整体为东西向长轴方向的宽缓洼陷区,内部发育多个向洼方向鼻隆构造背景。丘东洼陷区中下侏罗统多套南北双向物源砂体,厚度大,分布广,具备规模成藏储层条件。中下侏罗统总体为平缓地形、浅水沉积环境,河道变迁频繁,砂体叠置连片、分布广泛,湖盆水体升降导致水陆交互频繁,多旋回叠加形成了多套储盖组合。目前部署勘探评价井7口井,开发井2口。

1.1 构造特征

吉7区块位于吐哈盆地台北凹陷丘东洼陷,区块主要发育下侏罗统源内低饱和致密砂岩油气藏。丘东洼陷区形成于中晚燕山期,喜山期持续稳定,该构造具有形成时间早、断层活动时间长、圈闭形成期与生排烃期匹配较好等特点。

1.2 沉积特征

吉7区块下侏罗统沉积环境为东南物源的辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主,砂体受坡折控制明显,推测坡折带之下砂体较为富集,岩性以含砾细砂岩为主,分选磨圆较好。区块下侏罗统主要发育储集层为三工河组,储层埋深5100～5 400 m,砂体厚度68～113 m,从西南至东北方向储层埋深逐渐增加,其中吉7H井埋藏最深,主要发育一套灰色细砂岩、含砾细砂岩。

1.3 物性特征

如表1吉7区块中、下侏罗统主要发育致密砂岩储层,由于储层埋藏深,压实作用强,储层致密,属于特低孔、特低渗致密砂岩,由于区块为源内成藏,含水饱和度较高,为高含凝析气藏。

表1 吉7区块储层物性及含油气性数据

1.4 温度、压力系统

依据吉7H测试结果,预测三工河组地层温度150 ℃左右;吉703H井一关井最终压降压力为69.592 MPa,外推压力为67.792 MPa,地层压力系数1.33。

1.5 气藏流体特征

吉7H井三工河组为源内致密砂岩岩性气藏,埋深5300～5 500 m,气层厚度70 m,“油轻气重”,天然气相对密度0.92 kg/m3,甲烷含量77%,凝析油密度0.800 5 g/cm3,黏度1.731 mPa·s(30 ℃),气油比1 260 m3/m3。PVT分析为高含凝析油的凝析气藏,凝析油含量416 g/m3,露点压力43.1 MPa。属于低密度、低黏度、低凝固点、中等含蜡量的常规轻质油。

1.6 地应力分布特征

从地应力剖面来看,目的层上下均有高应力隔层遮挡,层间距离小,且无应力遮挡,三小层应力几乎一致;根据井壁崩落及诱导缝方向,综合认为最大水平地应力三工河组最大主应力方近南北向。

应用Frsmart 1.0Beta压裂优化设计软件,结合吉701H导眼井测井解释数据进行数值模拟,目的层段最大最小水平应力差15～16 MPa。

1.7 储层敏感性特征

吉7块中侏罗统储层强速敏、中等偏强水敏、弱酸敏。

吉7块下侏罗统储层为强水敏、弱-中速敏、弱盐敏、弱-中碱敏、弱酸敏储层。

2 压裂施工主要难点及技术思路

2.1 压裂施工主要难点

1)区块水平井水平两向应力差大(15～30 MPa),难以形成复杂缝网,地层高角度裂缝发育。

2)储层垂深较深,岩性致密,延伸压力高,排量及缝宽受限。

3)粘土矿物含量高(18%～20%),水敏伤害中等偏强。

4)地层复杂,储层基质低渗,岩石杨氏模量高,物性在平面上和垂向上差异大,使得各井的压裂施工压力变化大,可借鉴性差,压裂增产改造难度大[10]。

5)地层温度约150 ℃左右,对采气井口、井下作业工具、完井作业液体的质量要求及耐温性能要求高,尤其是压裂液体系的性能。

2.2 压裂改造技术思路

针对该区块油藏储层埋藏深,温度高,物性差,最小水平主应力较高,水平应力差大,难以形成复杂缝网,制定出以下压裂改造技术思路:

1)坚持“细分切割+极限限流+高强度改造”压裂主体技术路线,采用逆混合压裂技术思路,抑近扩远,尽可能增加裂缝复杂程度,限压内尽可能提高排量至14 m3/min,提高缝内净压力及裂缝纵向改造程度,增大缝网波及体积。

2)合理优化压裂工艺设计参数(前置液比例、排量及砂比等),前置液阶段采用多段塞打磨,降低近井裂缝弯曲摩阻,优选高温低伤害延迟交联压裂液体系,降低管柱沿程摩阻,优选70(粒径0.212 mm)～140(粒径0.106 mm)目石英砂+40(粒径0.425 mm)～70(粒径0.212 mm)目陶粒+30(粒径0.6 mm)～50(粒径0.3 mm)目陶粒组合支撑,采用140 MPa压裂机组、140 MPa压裂井口。

3)优化压裂液体系配方,优选高效有机高分子黏土稳定剂+超低界面张力助排剂,有效降低储层水敏、水锁伤害。

4)充分考虑到该井深度、压力、岩性等难点,为降低施工风险,验证地层各项参数,采取前置液多段数打磨,携砂液砂比小台阶逐步提升的加砂方式,确保施工安全。

3 配套压裂工艺技术

对标国内外致密/页岩气藏,吉7块具有储层埋藏深、厚度大、两向应力差大、天然裂缝局部发育等特点,工艺参数方面施工排量、簇间距、加砂强度等参数存在一定差异,运用Petrel软件进行数值模拟,合理优化段长、簇间距、入液强度、加砂强度、压裂排量等工艺参数,实现技术参数最优化。

3.1 复合压裂液体系

根据区块深层致密气藏储层特征,为提高裂缝复杂程度,激发更多天然裂缝,压裂液体系采用“滑溜水+高温低伤害延迟交联”复合压裂液体系,优化稠化剂浓度至0.35%。

滑溜水配方:0.1%～0.2%可变黏乳液+0.3%有机黏土稳定剂+0.2%助排剂,表2为低黏滑溜水性能室内评价参数表。

表2 低黏滑溜水性能室内评价参数表

压裂液配方:0.1%杀菌剂+0.35%瓜胶+0.7%有机黏土稳定剂+0.5%助排剂+0.4%高温交联剂+0.8%交联促进剂,表3为压裂液室内评价参数表。

表3 压裂液室内评价参数表

3.2 段长及簇间距优化

根据地质工程一体化设计原则,该区块具体分段与射孔位置确定的原则:

1)射孔簇选择优选地质甜点和工程甜点好的井段;

2)桥塞坐封位置及射孔簇的位置要根据套管节箍数据避开节箍位置;

3)桥塞优选固井质量好的位置;

4)段内尽量选择岩性、弹性及力学性质相近的井段,易于各簇裂缝同时开启,均衡改造。

通过优选“地质+工程”双甜点,按照“细分低GR高气测、均分低GR中气测、宽分高GR低气测”差异化分段原则,优选压裂端口,并充分考虑增斜段套管承压、封隔器与上下端口之间距离等工程因素,制定出最优方案。结合吉7区块储层GR、PMF、TG等及固井质量,对储层压前综合分析评价,优化段长40～50 m,簇间距10～15 m。

3.3 压裂排量优化

应用Petrel软件进行数值模拟,本次优化排量12～15 m3/min,在限压允许下,尽可能提高压裂排量,以提高孔眼节流及裂缝复杂程度,以沟通更多天然裂缝,提高改造效果。

3.4 入液强度优化

依据地质工程一体化方法,采用Schlumberger公司Petrel新型地质工程一体化软件,建立吉7块地质模型,进行压裂规模优化模拟。结合吉701H导眼井储层物性及吉7H井压裂增产效果进行产量拟合,当入液强度≥30 m3/m产量增加趋势明显变缓,优化入液强度30～40 m3/m,强化甜点改造。

3.5 加砂强度优化

对加砂强度进行优化,选择1.5,2.0,2.5,3.0,3.5,4.0 t/m进行参数优化,当加砂强度≥3.5 t/m产量增加趋势明显变缓,为提高压裂改造效果,区块优化加砂强度3.5～5.0 t/m。通过优化在簇间距为8～12 m单段6簇时,加砂强度3.5～5 t/m(2.3～3.3 m3/m),单段加砂160～170 m3,裂缝支撑效果最佳。

3.6 支撑剂优选

结合区块邻井延伸压裂,开展支撑剂导流能力实验评价。预计吉7区块三间房组油藏储层裂缝闭合应力95～110 MPa,井底流压45～50 MPa,支撑剂承压50～60 MPa,为提高裂缝导流能力,保持长期稳产,压裂采用70(粒径0.212 mm)～140(粒径0.106 mm)目石英砂+40(粒径0.425 mm)～70(粒径0.212 mm)目陶粒+30(粒径0.6 mm)～50(粒径0.3 mm)目陶粒(69 MPa)组合支撑剂,以提高裂缝长期导流能力,表4为支撑剂性能测定。