鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂技术
时间：2023-01-25 17:40:08 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
祁俊武，王 巍，殷学明，袁凯涛，李彦飞
(1.中国石油集团 川庆钻探工程有限公司 长庆井下技术作业公司，陕西 西安 710018；
2.延长石油股份有限公司 定边采油厂，陕西 西安 718600)
油气工业的不断发展，使勘探油气的难度变得越来越大，单纯依靠干酪根生油、圈闭、背斜油气藏等理论，已无法满足现今勘探油气的实践需求[1]。我国在鄂尔多斯盆地实施了全面的致密油藏开发，同时在压裂和水平井开发技术上有了长足的发展与进步。对致密油藏进行大力发展，使致密油藏实现大规模开发与勘探，从而实现油气战略的接替，对于我国实现油气工业的稳步发展有着重大意义。
致密油藏在开发中，为提升其产能，需要对其实施水平井的压裂改造。通过改造能够使储层泄油面积得到扩展，增加裂缝导流能力，最终实现增产的目的。当前致密油藏的开发中并存着多种方式，其中体积压裂+水平井完井的应用，在该领域引发了水平井压裂改造的新一轮革命。基于该背景，对鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂问题进行研究。
北美地区最先成功开发致密油藏水平井体积压裂技术，该技术是一种新型体积压裂技术，与缝网压裂技术有着较大的区别，主要针对天然裂缝、发育良好的储层[2]。对于该技术的研究，向洪等[3]对国内外各种致密油藏水平井体积压裂效果进行研究与总结，提出一种细分切割+高密度布井的体积压裂路线，将井网和人工裂缝进行双加密，对整体储层地质进行全覆盖，最大限度地提高了储层动用程度和单井产量，但该方法没有对压裂液进入储层基质的实际渗流时间进行研究，水平井产液与产油量的提高有限。Li D等[4]通过双用途二氧化碳封存提高油藏采收率，采用气体连续驱、水替代注气和循环注气的策略，在中国鄂尔多斯盆地对油藏进行储存，延长组超低渗透率，实现超致密油藏的开发，可以提高油藏采收率，但该方没有考虑射孔角度、射孔方向等因素，水平井产液与产油量略有不足。
借鉴现有研究成果，针对鄂尔多斯盆地致密油藏的实际特征，设计了一种水平井体积压裂技术。
1.1 致密油藏水平井流线模型构建
利用Eclipse油藏数值模拟软件，对鄂尔多斯盆地致密油藏水平井进行模型构建，主要使用的模块是Front Sim模块。鄂尔多斯盆地致密油藏主要是油水两相模型，水平井具体模型参数见表1。
表1 水平井具体模型参数Tab.1 Specific model parameters of horizontal wells
根据表1中的参数，对致密油藏水平井的流线模型进行构建。在模型构建中，使用5点井网，其中4口布设在周围，是直井注水，1口布设在中间，是水平井。通过平衡油水井注采的方式来开采，周围4口井最大井底流压38 MPa，最大产液量 40 m3/d，中间1口井井底流压最小为10 MPa。同时，模型遵循以下规律：主裂缝延伸方向与井筒方向垂直；
井筒延伸方向与天然裂缝方向垂直。
1.2 水平井流线模拟
4个阶段的流线形态具体如图1所示。
图1 4个阶段的流线形态Fig.1 Streamline diagram of four stages
模拟5点井网的油藏流体走向，对致密油藏水平井流线模型实施流线模拟，追踪水平井流体质点的实际运移轨迹，获取水平井的渗流特征。主要通过Front Sim模块对流线模型实施油藏开发模拟，获取不同开采阶段水平井的流线图，总结分析水平井的流线形态。具体分为4个阶段：①井筒周围线性流。在开始流动的阶段，主要在井筒射孔附近存在流线，平行于缝网的主裂缝，向井筒垂直流入，其渗流过程具体表现为线性流，流线整体较为单一[8]。②缝网周围线性流。在初始流动阶段，次裂缝存在流线流动时，会在整个缝网中出现线性流，流线与次裂缝平行，向主裂缝线性流动，主裂缝流线与井筒线性流垂直，同时流线之间互相垂直，最终形成一种垂直复杂线性流[9]。
③水平井端部与缝网周围径向流。在流动中期，流线逐渐密集，尤其是在缝网内部，会出现很多与次裂缝平行的流线。同时，在缝网端部与水平井处，会出现向着周围的径向流趋势[10]。在油藏内部有流线的地区，内部流体会向井筒和缝网处流动聚集。
④连通油水井后的径向流。在流动后期，压力会传播到整个致密油藏地区，水井与油井流线会连接在一起，具体表现为中心为生产井的平面径向流，相比流动中期，缝网内外呈现更为密集的流线分布，并且水平井端部有着更加密集的流线[11]。根据水平井流线模拟结果实施其体积压裂设计。
1.3 体积压裂设计拟
通过定射角定向定面射孔技术实施水平井体积改造，构建储层与井筒之间的桥梁。主要通过控制射孔角度、射孔方向、布孔方式对裂缝延伸、起裂方向进行控制。体积压裂的实施场景如图2所示。
图2 体积压裂实施场景Fig.2 Fractures after volume fracturing
定射角定向定面射孔技术具体实施方式为：采用特殊布弹方式与大孔径射孔弹进行射孔，在射孔后会在套管截面上形成与套管轴线相垂直的多个孔眼[12]。利用该应力集中面对近井地带实际应力分布进行干预，对近井地带实际裂缝走向进行控制。其中射孔方式共有定面布孔和螺旋布孔2种，具体如图3所示。
图3 射孔方式Fig.3 Perforation method
将水平井射孔相位角定为60°，使定面射孔能够沿射孔面起裂。为了保证成功开启各段压裂缝，以12m3/min的排量为前提，将各段射孔簇数定为2～3簇，将各簇射孔定为10～16个孔。然后确定体积压裂施工参数，其中较大排量与液量是必需条件。为了实现缝网改造，需要保证井底净压力比水平两向应力差高[13]。此时，需要的最小排量为10.5 m3/min。当排量越大，裂缝就会越复杂；
当液量越大，裂缝就会有越大的改造体积[14]。而高液量与大排量也意味着较高的施工费用。结合必需条件与施工费用问题，将施工排量定为12 m3/min，并将施工液量定为1 200～1 300 m3。通过对不同压裂液的实际渗吸驱替效果进行对比，选择滑溜水作为鄂尔多斯盆地致密油藏使用的压裂液。最后确定压后关井时间，对关井时间实施合理的设计，能够保障压裂液与储层实现充分的渗吸置换，并提升与储层接触程度[15]。
对压裂液进入储层基质的实际渗流时间进行研究，确定渗流过程完成需要的关井时间。在对压裂液实现渗吸驱替的时间进行研究时，通过无因次方法对自发渗吸驱替试验数据进行归一化处理，将其用于现场。采用的无因次时间具体如下：
(1)
(2)
(3)
式中，tD为无因次时间；
φ为孔隙度；
K为渗透率；
Lc为特征长度；
μs为流体黏度[16-18]；
σ为流体界面张力；
Re为渗透率；
ρ为液体密度；
u为环向角为90°时的水膜流速；
г为单位长度对应的渗吸量[19-20]。
实施归一化处理后，与现场储层条件相结合获取渗吸驱替过程。根据渗吸驱替过程确定对应关井时间，具体见表2。
表2 渗流过程完成需要的关井时间Tab.2 Shut-in time required to complete the seepage process
综合表2中的关井时间，将最优关井时间定为5～10 d，最终实现致密油藏水平井体积压裂。
2.1 选取试验区块
对设计的鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂技术进行性能测试。在测试中，选取鄂尔多斯盆地中的某致密油藏区块，对其中的水平井实施体积压裂处理，对处理前后水平井的性能情况进行测试。选取的致密油藏区块的模拟图具体如图4所示。
图4 选取的致密油藏区块模拟Fig.4 Simulation diagram of selected tight oil reservoir blocks
该区块参数具体：原始地层平均压力为18.5 MPa，岩石压缩系数为0.435×10-3MPa-1，原油压缩系数为12.4×10-3MPa-1，地层水压缩系数为4.2×10-3MPa-1，地层水黏度为0.5 MPa·s，地层水密度为1 g/cm3，地面原油密度为0.873 5 g/cm3，平均含油饱和度58.7%，原油体积系数为1.33，储层原油黏度为1.04 MPa·s。
2.2 水平井体积测试
对井下微地震监测实施体积压裂技术处理前后水平井改造程度进行测试，主要对体积进行测试。具体测试结果如图5所示。
图5 改造前后体积测试结果Fig.5 Volume test results before and after processing
根据图5处理前后体积测试结果，改造前水平井体积约为400×104m3，而改造后水平井体积达到了1 000×104m3左右。可以发现，利用设计技术进行改造后，水平井体积得到了大幅扩张，远大于改造前的水平井体积，利于成功实现产量的提升。
2.3 产量测试
对初期与稳定阶段的产液与产油量分别进行了对比。其中，初期产液与产油量对比情况见表3。表3中初期产液与产油量对比数据表明，在初期，改造后的日产液量约为改造前的3.5倍；
改造后的日产油量约为改造前的4倍，说明设计技术实现了初期日产液量与日产油量的大幅提升。稳定阶段产液与产油量对比情况见表4。表4中稳定阶段产液与产油量对比数据表明，在稳定阶段，致密油藏水平井产液与产油量都有所下降，然而改造后的日产液量可以达到改造前的4倍左右，而改造后的日产油量则为改造前的2倍左右。
表3 初期产液与产油量对比情况Tab.3 Comparison of initial liquid production and oil production
表4 稳定阶段产液与产油量对比情况Tab.4 Comparison of liquid production and oil production in stable stage
综合来说，设计方法的改造效果明显，能够有效提高水平井产液与产油量。
2.4 渗吸、置换作用测试
对改造后反排初期氯根含量进行测试，获取设计方法的渗吸、置换效果。氯根含量测试结果具体如图6所示。
图6 氯根含量测试结果Fig.6 Chloride content test results
根据图6的氯根含量测试数据，在反排初期，关井时间不断增加的过程中，氯根含量逐渐上升，表明设计方法确实有一定的渗吸、置换作用。氯根含量较大的时间为关井后7～10 h，可以将其作为确定焖井蓄能周期的依据。
为了解决鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂的问题，设计了水平井体积压裂技术。构建了流线模型，在实施水平井流线模拟后，通过多方面的体积压裂设计，实现了良好的改造效果。根据现场效果测试分析可知，改造后水平井体积达到了1 000×104m3左右。初期阶段，日产液量提高了3.5倍，日产油量提高了4倍；
稳定阶段，日产液量提高了4倍，日产油量提高了2倍。氯根含量较大的时间为关井后7～10 h，该技术有明显的改造效果。在研究中，受到时间、精力等多方面的限制，对鄂尔多斯盆地的考察仍然不够充足，今后将会进行更加充足的考察，完善研究成果。
