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大民屯页岩油水平井体积压裂技术应用

2024-08-31 7 上传者：管理员

摘要：大民屯页岩油具有良好的勘探潜力，但是受地质工程技术制约未获得实质性突破，近些年通过一批直井、水平井压裂改造突破了出油关，下一步需要探索解决的就是加强地质工程一体化，精细优化压裂方案提高稳产能力。为此，介绍了大民屯凹陷一口重要水平井SY1的压裂方案研究及应用效果情况，通过对前期压裂施工分析和对储层精细评价，提出了基于水平井体积压裂的细分切割、差异化设计、暂堵转向等设计思路，最大限度增加了储层改造体积，措施实施后产量实现了大幅提升，成效显著。

关键词：
体积压裂
压裂过程
大民屯页岩油
孔隙度
水平井
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1、大民屯区块储层特点

1.1岩性复杂多变

“源储一体”互层状储层，岩性频变，甜点识别难度大，而且压裂过程中容易产生“扭曲”裂缝。

1.2物性极差

大民屯页岩油属低孔、低渗储层，孔隙度集中在5%～8%，渗透率集中在0.01～0.5 mD，平均孔吼半径为50 nm，折算原油流度较低，为0.03～0.1 md/mPa·s，整体渗流条件差。

1.3粘土含量高

储层粘土含量>30%，岩石偏塑性，支撑剂易嵌入裂缝壁面，损失导流能力；伊蒙混层等水敏性矿物含量高，储层表现出强水敏特征，容易对储层造成二次伤害影响压裂效果。

2、前期页岩油压裂认识

2.1前期水平井改造指标相对较低

与国内其他页岩油典型区块相比，见表1，此前施工的SP1、SP2从改造段数、总砂量、总液量、加砂强度、液体强度上都有着较大的差距，改造强度、改造体积不够[1]。

表1前期大民屯页岩油压裂和同期国内其他页岩油区块压裂指标

2.2储层渗流条件差

通过对大民屯页岩油渗流机理研究发现，储层渗流的启动压力梯度高，达到1 MPa/m。而且属于低成熟原油，这种油藏不同于汽油比高的油藏，产量下降快，而且在这种储层物性差、流体粘度高的情况下渗流条件极差，井筒附近有效渗流范围极小，无法实现正常生产，若想改善这种情况，就要最大程度打碎储层，缩短流体从基质向裂缝渗流的距离，扩大有效渗流范围。

2.3裂缝复杂程度不够

压裂倾向于形成简单双翼裂缝，局部存在复杂裂缝分量，具备工艺提高复杂程度。

3、水平井体积压裂适应性分析

大民屯页岩油储层较为特殊，不能将其他区块成熟的压裂设计方式直接套用。需要先从精细储层评价入手全面认识储层，而后根据储层评价结果对水平段进行精细分段、差异化设计，在设计上从针对性压裂液配方研究、导流能力等参数精细优化、支撑剂优选、配套压裂辅助技术等几个方面逐项研究，最大程度改造储层。

3.1储层有效性评价

(1)岩性。

SY1井完钻井深5085 m，水平段长1795 m，钻遇两套目的层，4535 m前是Ⅰ组高阻油页岩，4535 m后为Ⅱ组泥质白云岩。

(2)物性。

本区油页岩储层整体物性较差，孔隙度集中分布于5%～8%，渗透率集中分布于0.01～0.5 mD。低温吸附实验表明：Ⅰ、Ⅱ油组孔喉半径整体较小，整体低于50μm，局部存在一定的大孔喉储层；其中泥质云岩的孔喉半径较大，孔隙结构较好，是相对优势岩性。

(3)油品。

地层温度梯度按邻井取值3.51℃/100 m，水平井段垂深为3240 m，折算压裂段地层温度110℃。地下原油粘度取值7 mPa·s，地层渗透率取值0.5 md，折算流度为0.07 md/mPa·s，流动阻力较大。此外，由于原油凝固点比较高，低温压裂液注入地层后会引起高凝油析蜡，造成岩心伤害率降低。以大民屯原油进行低渗砂岩驱替实验表明，“冷伤害”后，岩心渗透率仅为初始40%。

(4)敏感性。

通过全岩分析结果显示，粘土含量比较高，平均分布在32.2%～36.2%，高粘土含量造成两个不利储层改造的方面：一方面是岩石偏塑性，支撑剂易嵌入裂缝壁面。通过支撑剂嵌入实验证实，导流能力损失约32%；另一方面是粘土矿物中，主要含量为伊蒙混层，岩石表现出强水敏特征。

(5)地层压力系数。

大民屯地区整体处于超压状态，地层能量充足。Ⅰ组及Ⅲ组的地层均具有高压异常，平面上最大地层压力系数可达1.6；Ⅱ组属于正常的压力系统，邻井压力系数1.15。

3.2复杂裂缝要素评价

(1)天然裂缝发育情况。

通过区块内邻井成像测井解释可知，储层整体裂缝不发育，局部存在高导裂缝和小断层。此外，结合SP2井下裂缝监测数据，压裂裂缝以双翼对称裂缝为主，局部存在复杂裂缝分量。基于工程品质初步分析，储层具有工艺提高裂缝复杂度的潜力。

(2)最大最小地应力。

根据SY1井和邻井地应力解释结果，最大主应力与最小主应力差值较小。其中Ⅱ油组5～7 MPa，Ⅰ油组2～3 MPa，具备造复杂裂缝的应力条件。

(3)脆性指数。

SY1井脆性指数存在一定差异，其中I组粘土含量高、脆性小(30%～40%)；II组脆性矿物含量较高，脆性相对较好(40%～50)%。

4、水平井体积压裂最优化方案

4.1整体设计思路

基于I组、II组储层特征的分析，采用差异化的分段压裂思路，提高“缝控储量”，最大程度地提高水平段储量动用程度和单井产量。

I油组：发育含碳酸盐油页岩，纵向层薄，天然裂缝欠发育，水平两向主应力差相对较小(2～3 MPa)，采用缩短段簇间距，减小孔簇长度，采用适中的裂缝半长并兼顾裂缝导流能力，实现对储层的细分密切割；配合簇间暂堵转向工艺促进裂缝开启，连通离散的甜点，减小油气在基质中的运移距离。

II油组：多发育泥质云岩、粉砂岩，致密油储层，天然裂缝欠发育，水平两向主应力差较大(5～7 MPa)，采用大排量缝网体积压裂技术，低粘度滑溜水结合缝内暂堵转向提高裂缝复杂度，最大程度提高储层改造体积。

4.2分段参数

进行“双甜点”识别，地质甜点包括TOC、孔隙度、含油饱和度、岩相，工程甜点包括杨氏模量、脆性指数、闭合应力梯度、两向应力差，通过对双甜点的综合评价，将水平段划分为“I类层、Ⅱ类层、Ⅲ类层”三类层，只针对“I、II类层”改造。水平段共分为23段进行改造，其中I类层9段，II类层14段。

4.3分段工艺优选

目前速钻桥塞、可溶桥塞等分段工艺和工具都较成熟、分段数不受限制。为了满足SY1井长水平段大排量、大液量、分簇射孔等体积压裂需求，减少钻塞作业流程，提高压裂时效，降低施工复杂处理难度，选用可溶桥塞作为分段工具。

4.4裂缝参数

(1)段长。

依据北美页岩油和国内页岩油成功开发经验[2]，以提高单井产量和控制成本为目的，结合SY1井地质特征以及钻遇情况，综合考虑施工成功率以及井筒完整性，基于数值模拟优化结果，最终优化段长为50～70 m，平均60 m。

(2)簇间距。

利用裂缝扩展软件建立多簇数值模型，对簇间距进行优化，固定液量和支撑剂量，簇间距为5 m、10 m、15 m、20 m、25 m，模拟结果显示，簇间距越小，产量越高，经过综合分析SY1井簇间距取值5～10 m。

(3)裂缝半长。

通过模拟不同裂缝长度对产量的影响，I类层裂缝半长超过150 m后产量上升趋势变缓，因此裂缝半长确定为150左右。Ⅱ类层裂缝半长超过120 m后产量上升趋势变缓，因此裂缝半长确定为120左右。

(4)裂缝导流能力。

通过模拟不同导流能力对产量的影响，I类层导流能力超过20 DC·cm后产量上升趋势变缓，因此导流能力确定为20 DC·cm左右。Ⅱ类层导流能力超过15 DC·cm后产量上升趋势变缓，因此导流能力确定为15 DC·cm左右。

4.5压裂规模

通过压裂软件模拟，得到不同加砂规模下的裂缝参数，加砂90 m3时有效缝长能达到120 m，加砂110方时有效缝长能达到150 m。若现场加砂难度大，可根据现场实际情况调整改造规模。

4.6压裂材料

(1)优选压裂液。

针对储层物性差、粘土含量高、水敏性强的特点，通过大量的室内实验确定了最优配方：滑溜水使用0.10%的乳液聚合物，在排量10 m3/h较清水的降阻率提高70%以上，满足SY1井大排量施工要求；压裂液采用0.5%有机防膨剂，应对页岩水敏地层；优选压裂液助排剂类型，确定50%低分子醇(甲醇)+30%破乳剂+20%助排剂的添加剂配比，降低毛管力，减小水锁伤害。

(2)优选支撑剂。

SY1最小主应力66 MPa左右，井底流压20 MPa，有效闭合压力达到46 MPa左右。页岩压裂形成的裂缝宽度较小，特别是支缝和微缝系统，且对导流能力要求低，多采用小粒径支撑剂。滑溜水携砂性能较差，为提高支撑剂运移距离以及铺置效果，优先考虑低密度支撑剂。综合以上要求，为实现各级裂缝的有效支撑，总体原则采用混合粒径支撑剂。70/140目石英砂支撑剂除支撑分支裂缝外，兼具打磨炮眼和近井裂缝的作用，有利于降低施工压力，而且70/140目支撑剂的降滤、转向作用，有利于提高裂缝复杂程度。40/70目低密陶粒支撑剂用于支撑主裂缝，提高主裂缝导流能力，建立缝网和井筒流动通道。

(3)暂堵剂优选。

优选了AccessFrac暂堵转向工艺，该工艺是用来优化分段压裂中支撑剂缝内分布的技术，以确保每个射孔簇都可得到有效改造。AccessFrac工艺应用了新型近井转向材料——Biovert NWB。Biovert NWB是一种适用于各种裂缝条件的化学转向剂，该转向剂可以提供暂时的炮眼或近井裂缝封堵，但随后会完全降解，对地层及环境伤害极小，暂堵转向剂由不同大小粒径(4～200目)的颗粒组合，粒径分布范围广，对不同形状的炮眼及近井带压裂裂缝、天然裂缝、支撑裂缝进行桥接降滤封堵，适用温度范围为60～160℃，降解时间12～72 h，将暂堵剂放入清水中，120℃条件下，约12 h后无固相，24 h完全降解。暂堵剂承压差强度45 MPa以上，实际堆积承压强度可达约70 MPa。

4.7射孔参数

基于“岩性、TOC、孔隙度、含油饱和度、天然裂缝、脆性指数、应力差”等参数进行综合评价，优选综合分析高值作为簇射孔点，建立了总体分簇原则：(1)射孔工艺：首段采用油管打压射孔，后续段采用电缆传输分簇射孔；(2)射孔枪参数：枪型89枪、弹型89弹、孔密12孔/m、60°相位角；(3)射孔位置：选择综合解释好、泥质含量低、脆性指数高的点射孔，同时单段内的射孔点最小主应力要尽量相似，避开岩性分界面和固井质量不好的位置，根据测井校正可对射孔位置进行微调。

4.8压后焖井时间

针对高凝油冷伤害的问题，模拟储层温度场变化，待储层温度高于熔蜡点温度后再进行放喷排液，根据模拟结果初步确定焖井时间72h。

5、压裂实施及压后效果

应用此技术历时15天SY1井顺利完成23段45级压裂施工，加砂总量2008 m3，液体总量50743 m3，施工排量14.0～16.0 m3/min，均达到设计要求。压裂井段长度、分段数、压裂规模、布缝密度、加砂强度、液体强度等关键指标均达到当时国内先进水平。从压裂施工曲线和实时裂缝监测结果看，添加暂堵剂再次起泵后施工压力、裂缝延伸方向发生了一定变化，一定程度上实现了暂堵转向，增大了改造体积。

SY1井压后放喷三个月开始抽油机试采，∮44泵×2200.98 m生产，冲程5.1 m，冲次3.4次/min。初期日产液39.3 t，日产油16.9 t，日产气912 m3，压后第一年累产油2650 t，产天然气202517 m3，累出压裂液8126 t，创造了大民屯页岩油攻关以来稳产时间、稳定产量的新纪录，实现了大民屯页岩油储层改造新的突破。

6、结论

(1)与前期的SP1、SP2施工相比，SY1井施工规模提高了一倍，施工排量由10 m3/min提升到目前的16 m3/min，簇间距由20～25 m缩短到5～10 m，针对水平段储层特点采用差异化设计参数。从效果来看产量提升很明显，说明“缝控储量”是页岩油储层改造的核心。

(2)水平井桥塞分段压裂仍然是目前页岩油储层改造最为可靠、有效的工艺，在施工规模翻倍的情况下本次施工效率还有所提升，平均每天完成1.5段(3000方液、135方砂)，但是泵车损耗较大，需要展开单台泵车施工排量、施工时间的优化，实现泵车效率与效益的最佳平衡，为后续经济开采积累经验。

参考文献:

[1]梁兴,徐政语,张介辉,等.浅层页岩气高效勘探开发关键技术——以昭通国家级页岩气示范区太阳背斜区为例[J].石油学报,2020,41(9):1033-1048.

[2]王金刚,孙虎,任斌,等.填砂分段压裂技术在页岩油套变水平井的应用[J].石油钻探技术,2021.

文章来源:刘迪.大民屯页岩油水平井体积压裂技术应用[J].石化技术,2024,31(08):194-196.