陆相页岩气水平井压裂分簇参数优化及应用——以延长探区山西组陆相页岩为例

贺 沛,吴金桥,刘安邦,张锋三,李 珮,郭 庆,罗 攀,张 磊

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安 710065)

0 引言

中国页岩资源分布于海相、陆相和海陆过渡相页岩中,可采资源量达到25.08×1012m3,其中陆相页岩气可采资源潜力为7.9×1012m3,占页岩气总可采资源量的31.5%[1-2]。陆相页岩除川西坳陷外,主要发育在鄂尔多斯盆地。自2008年起延长石油对所属探区陆相页岩开始勘探开发,2011年探区内柳评177井成功压裂并点火试气,成为中国第1口陆相页岩气井[3],2012年建立延长石油延安国家级陆相页岩气示范区。2014年起,探区内开发层位由中生界延长组转为古生界山西组,开发井型由直井转变为水平井,借鉴目前“水平井+分段压裂”开发技术,产量得到一定突破,但高产井少,实现经济开采难度大。

水平井分段压裂技术中,分段分簇参数设计是影响储层改造体积的关键,过大或过小的簇间距均会降低压裂效率[4-6]。北美2009年提出减少簇间距提高采收率的方法,Alcloser认为,多簇大规模压裂“打碎”井筒周围的岩石是压裂未来的发展方向;2012年减小簇间距和段间距设计的多簇压裂技术开始在国外推广[7],2017年簇间距从20.0 m缩小到4.6 m[8]。2017年以来,我国四川盆地页岩气加快多簇压裂试验,长宁页岩气区块水平井段内最大簇数由3簇增加至8簇[9]。相比于北美页岩气开发和四川盆地海相页岩研究,鄂尔多斯盆地陆相页岩研究起步晚,海陆相页岩差异大,技术借鉴存在一定壁垒[10]。该文针对陆相页岩储层非均质特征,对延长探区东部延川地区山西组页岩储层,开展了水平井差异化分簇参数优化,模拟不同压裂簇间距及射孔数量对裂缝扩展的影响,优化形成了不同类型储层压裂工艺参数,并在现场试验中取得良好效果。

1 储层地质特征

延长探区陆相页岩主要位于鄂尔多斯盆地东南部,古生界山西组山1段泥页岩为浅湖环境下的三角洲前缘沉积,岩性主要为深灰-灰黑色泥页岩、粉砂岩及中细砂岩,发育水平层理、平行层理和脉状层理。山1段陆相页岩埋深2 400～2 600 m,段累积厚度为30～75 m,孔隙度为0.4%～1.5%,渗透率为(0.007～0.242)×10-3μm2,平均脆性矿物含量为41.9%,以石英和长石为主;平均黏土矿物含量为52.6%,主要为高岭石和伊利石[11-14]。地层压力系数为(0.70～0.91) MPa/100 m,水平应力差为6～11 MPa。与国内外海相页岩相比[15],山1陆相页岩气吸附气比例高,黏土矿物含量高,热演化程度低,地层压力低,脆性矿物含量低,岩性纵、横向变化快,非均质性强(见表1),储层改造增产难度大。

2 差异化分簇设计

2.1 压裂工程甜点优选

山西组陆相页岩储层物性变化快,常规分段分簇方式难以实现非均质储层充分改造的要求[16]。为此考虑储层品质(岩性、物性和电性指标)以及工程品质(杨氏模量、泊松比和可压性指标)建立了储层分级评价标准(见表2),综合储层地质评价和工程评价结果,优选水平段“压裂工程甜点”,为水平井压裂射孔位置选择提供参考。根据筛选,Ⅰ类储层主要为细砂岩,泥质含量约为20%,气测显示良好段;Ⅱ类储层主要为泥页岩夹薄层砂岩,是储层含气性差的层段;Ⅲ类储层主要为纯泥岩段,几乎无空隙及渗透性,无气测显示。

表2 陆相页岩气水平井储层分级评价标准Table 2 Reservoir classification and evaluation criteria for horizontal shale gas wells in continental shale gas

2.2 压裂缝网扩展预测模型

建立全三维裂缝扩展预测模型,采用测井-录井-岩石力学实验相结合的方式对非均质储层进行精细刻画,利用数值模拟计算,实现了对压裂缝网改造的储层改造体积和支撑裂缝表面积的定量预测。主要步骤:1)根据导眼井录井、测井数据及岩石力学测试结果校正,建立连续的纵向岩石力学及地应力剖面,表征储层变化的垂向非均质性。根据水平井钻井、录井和测井等井筒信息,建立储层连续横向岩石力学及地应力剖面,表征储层平面非均质性;2)根据钻井数据及套管参数建立水平井钻井和完井井筒模型;3)以裂缝导流能力试验和压裂液性能实验为依据,获取压裂液及支撑剂性能参数;4)以压裂施工数据为约束,采用三维有限元方法,实现人工裂缝的精细描述。压裂模拟后,通过微地震机制反演,提取微地震监测数据,反演裂缝形态,通过数据拟合匹配,修正校准压裂缝网模型。

YYP-4井是山西组陆相页岩气压裂试验井,该井垂深2 596.54 m,水平段长676 m,水平段主要在山西组山1段。压裂施工8段24簇,单段液量为1 000～1 300 m3,单段砂量为55～75 m3,泵注排量为12～14 m3/min。以压裂第5段为例,地层应力剖面及裂缝扩展形态如图1和图2所示,可以看出,山西组页岩压裂后裂缝更容易在储层中下部扩展,储层滤失作用不严重,施工结束后,波及的裂缝长度中有1/2可以实现有效支撑。对比裂缝正演和反演模拟数据(见表3),模拟裂缝波及的缝长与微地震反演缝长一致性较高,误差为9.56%,缝高模拟和储层改造体积计算误差约为20%。整体来看,通过微地震反演的裂缝形态,校正该模型中地层参数,可靠性较高,可用于研究区压裂参数分析。

图1 YYP-4井垂向应力剖面与第5段裂缝扩展形态Fig.1 Vertical stress profile and fracture propagation of the fifth section in well YYP-4

图2 YYP-4井第5段裂缝模拟与微地震监测俯视图Fig.2 Comparison of fracture simulation and microseismic monitoring in the fifth section of well YYP-4

表3 YYP-4井模拟裂缝形态与监测数据对比Table 3 Comparison of simulated fracture pattern and monitoring data in well YYP-4

2.3 不同品质储层压裂分簇参数优化

2.3.1 簇间距优化

为保证裂缝均匀起裂,有效沟通储层,压裂分段时选择岩性一致及应力差较小的地层作为同一段。针对山1段Ⅰ类储层,利用上述方法建立模型,模拟不同簇数下裂缝扩展。在压裂段80 m段长内等距离均匀布缝,设计簇间距分别为30 m,20 m,15 m,10 m和6 m,注入排量为14 m3/min,压裂规模为1 200 m3,其他施工参数一致。不同簇间距优化对比方案见表4;同一段内不同簇间距下裂缝扩展俯视图如图3所示。

图3 同一段内,不同簇间距下裂缝扩展俯视图Fig.3 In the same section, the crack propagation under different cluster spacing

表4 不同簇间距优化对比方案Table 4 Different cluster spacing optimization schemes

由图3可以看出,段内簇间距为30 m,20 m和15 m时,各条裂缝均能独立扩展,裂缝间的相互影响很小;簇间距缩小到10 m时裂缝延伸不均匀;簇间距为6 m时,各裂缝的增长出现明显差异,不是所有裂缝都能实现向储层深部扩展。随着簇间距的减小,缝长和缝宽呈现减小趋势(如图4所示),一方面是多簇分流,降低了单簇进液量,裂缝扩展波及范围减小;另一方面是簇间距的减小,使裂缝之间的相互作用力增强,中间裂缝的扩展受到抑制,更偏向形成短而窄的裂缝。

图4 不同簇间距下,裂缝形态变化Fig.4 Under different cluster spacing, crack morphology changes

支撑裂缝面积是有效反映裂缝与储层的接触情况以及渗流通道大小的直接参数,裂缝面积越大,储层改造效果越好。不同簇数压裂后,裂缝总面积变化如图5所示,可以看出,压裂簇数不是越多越好。对于Ⅰ类储层而言,因储层渗透性好,滤失性强,层理较发育,裂缝容易开启。随着簇数的增加,单簇进液量快速降低,缝内净压力降低,裂缝向地层延伸的能力减小,裂缝总面积降低。结合裂缝形态,认为Ⅰ类储层需要合理增大布缝强度,提高油气渗流通道,即段内4～7簇、簇间距为10～15 m时改造能力最大。

图5 不同簇数下,裂缝总面积变化Fig.5 Under different number of clusters,the total area of cracks changes

采用相同的研究方法,对Ⅱ类和Ⅲ类储层进行簇间距优化,结果如图6所示。可以看出,不论哪类储层,簇间距过小,均会导致裂缝总面积减小,降低改造效果。同样的压裂簇数下,储层性质越好,造缝性越强,通过增加簇数提高裂缝密度,扩大裂缝总面积的改造效果越显著。综合考虑储层和产能成本因素,Ⅱ类储层整体含气性显示低,需要尽可能释放产能,其段内压裂3～5簇、簇间距为15～20 m较好;Ⅲ类储层采取精准布缝的改造方式,尽可能沟通井筒远端地层裂缝,其段内压裂2～3簇、簇间距为20～35 m较好。

图6 不同类型储层下,簇数对裂缝总面积的影响Fig.6 Under different quality of reservoirs, the influence of the number of clusters on the total area of cracks

2.3.2 射孔数量优化

增加压裂簇数,提高裂缝密度有助于充分改造储层,但多簇压裂时中间裂缝容易受到抑制。为了减弱多簇压裂导致的裂缝非均匀扩展,采用限流射孔的方式[17-19],降低孔数迫使压裂液分流,改善段内各簇裂缝的进液量。根据上述簇间距模拟结果,对Ⅰ类储层压裂6簇(簇间距11 m),段内射孔数分别为8孔/簇、6孔/簇和4孔/簇的情况进行裂缝扩展模拟。模拟使用排量为14 m3/min,压裂规模为1 200 m3,其他施工参数一致。

对比不同孔数下裂缝扩展情况(如图7所示)和各条裂缝的进液量占比(如图8所示),可以看出,随着孔数减少,各裂缝的延伸更均匀,缝长趋于一致。8孔/簇时,外侧裂缝与中间裂缝进液量占比差异最大达到38%,射孔数减少到4孔/簇时,中间裂缝的进液量明显增加,各条裂缝的进液量差异减小到16%以内,进液量占比趋于均匀。考虑孔数与孔眼摩阻的相关性,孔数降低会增大孔眼摩阻,提高地面设备的施工压裂。因此,Ⅰ类储层压裂6簇时,优化孔数为6孔/簇。

图7 不同射孔数下,裂缝扩展情况Fig.7 Under different number of perforations, the crack propagation situation

图8 不同射孔数下,各射孔簇进液量占比Fig.8 Under different number of perforations, the percentage of liquid in each perforation cluster

3 现场应用及效果评估

通过上述压裂模型和参数优化方法,采用一井一策的压裂方式,2019年以来,针对山西组陆相页岩气开展了7井次压裂施工,有3井次完成了试气求产。以YYP5-1井为例,该井水平段长1 183 m,压裂施工47簇,入地总液量为12 995 m3,支撑剂用量为649.5 m3,压裂排量为12～14 m3/min,簇间距为19～26 m,进液强度为10.95 m3/m,平均砂比为8.8%。压裂井中微地震测试显示(如图9所示),4～13段裂缝整体扩展不均匀向西翼延伸,仅第8段和第9段之间存在部分交叉重叠,前3段由于监测井位置原因,只反映部分裂缝形态。整体储层改造比较理想,证明压裂参数设计合理。该井试气累积排液279天,返排率达26.4%,用“一点法”求产,平均产气量为3.141 3×104m3/d,不产水,无阻流量为6.008 8×104m3/d。YYP4和YYP5这2口页岩气井无阻流量分别为6.331 0×104m3/d和5.786 1×104m3/d,较之前单井无阻流量增加3倍,更具开采价值。

图9 YYP5-1井整体事件俯视图Fig.9 Top view of the overall incident of well YYP5-1

4 结论和认识

1)基于微地震监测和压裂施工数据,建立准确的压裂模型,是有效预测裂缝扩展形态和储层改造效果的基础。

2)陆相页岩储层非均质性强,划分储层品质应一段一策,差异化分簇压裂设计是提高储层动用程度的有效方法。

3)多簇压裂时,储层品质越好,依靠增加簇数提高支撑裂缝总面积的效果越显著,但簇数越多,裂缝的非均匀扩展越严重。限流压裂可以有效改善多簇裂缝的非均匀扩展。

4)随着“细分切割+缝控储量”压裂理念的发展,提高多簇裂缝扩展能力的暂堵转向技术将成为多簇压裂必需的配套工艺。目前暂堵转向技术处于现场先导试验阶段,转向机理和暂堵时机还不明确,下一步将对此方向进行研究。