致密油水平井体积压裂适应性评价——以柴达木盆地扎平X井为例

杨 远,何幼斌,陈 伟

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室,长江大学地球科学学院,湖北武汉430100; 2.中国石化江汉油田分公司江汉采油厂湖北新捷LNG项目部,湖北黄冈438011)

致密油水平井体积压裂适应性评价
——以柴达木盆地扎平X井为例

杨 远1,何幼斌1,陈 伟2

(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室,长江大学地球科学学院,湖北武汉430100; 2.中国石化江汉油田分公司江汉采油厂湖北新捷LNG项目部,湖北黄冈438011)

为分析体积压裂技术对致密油水平井改造的适应性,在对体积压裂概念和特点研究的基础上,总结了影响体积压裂的主控因素及适应条件。以扎平X致密油水平井为例,分别从储层物性、天然裂缝发育程度、岩石组分、岩石力学特性及储层敏感性等几个方面入手,对该井进行了体积压裂适应性评价。结果表明,扎平X井水平段测井解释平均孔隙度为6.0％,评价渗透率为0.91mD,含油饱和度为47.8％,裂缝网络对产能极限贡献率在10％左右。目的层上下发育一定的天然裂缝;岩石具有一定的脆性,计算结果表明,扎平X井致密油储层岩石脆性相对较好;储层水敏中等偏弱、无酸敏、碱敏中等偏弱、盐敏弱,存在较强速敏;有利于开展体积压裂。但储层存在一定应力敏感性,压裂后返排及生产时应注意控制压差。

体积压裂;致密油藏;缝网;储层条件

低渗透—超低渗透油气藏的开发受储层条件、注采井网、压裂工艺等多重因素限制,压裂时单一增加裂缝长度提高超低渗透油气藏产量的效果并不明显。常规压裂工艺,特别是水平段压裂难以实现该类油气藏的商业开采,所以必须探索、研究新型的压裂改造技术[1-3]。

体积压裂技术是非常规油气藏后期改造的关键技术之一,但并不适用于所有的致密油藏。为最大限度节约成本,实现致密油藏高效开发,提高致密油藏最终采收率,本文以柴达木盆地扎平X井为例对致密油水平井体积压裂适应性进行了评价研究[3-5]。

1 工区概况

柴达木盆地已历经50余年勘探,在常规油气勘探方面取得了重大成绩,现已发现油田25个。但致密油在柴达木盆地仍然处于探索阶段,大规模体积压裂改造风险大,且储层条件、成藏机理等基础地质要素认识有限,所以施工时不能以偏概全,必须进行单井体积压裂适应性评价,预防施工风险。

扎哈泉工区位于柴达木盆地西部南区,勘探面积约为1100km2,其构造为扎哈泉凹陷内在古新世—始新世继承性隆起基础上发育的断鼻构造。早期在下油砂山组进行过岩性油气藏勘探,2012年开始部署致密油勘探,针对上干柴沟组烃源岩层系的薄砂体钻探了扎2井并获得重大突破,自此拉开了致密油勘探的序幕。

扎哈泉工区岩石类型复杂,以碎屑岩为主,见少量碳酸盐岩。储集空间以残余原生孔和次生孔为主,少量裂隙孔,残余原生孔占64％。综合分析得出:扎哈泉致密油储层孔隙度集中分布在3.0％～9.0％之间,有效储层孔隙度平均为5.9％,渗透率集中分布在0.05～1mD之间,平均为0.43mD。含油级别以油浸和油斑为主,含油饱和度平均为62％。

2 体积压裂技术

2.1 体积压裂作用机理

体积压裂(Stimulated Reservoir Volume)是指在水力压裂过程中,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络,从而增加改造体积,提高初始产量和最终采收率[6-8]。

在常规压裂工艺的基础上,通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体和转向材料及技术的应用,在地层中形成一条或多条主裂缝的同时,使裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑动,实现对天然裂缝和岩石层理的沟通,以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝,并不断延伸交叉,如此反复,产生分叉缝,最终形成裂缝网络系统(图1)。

体积压裂使裂缝壁面与储层基质的接触面积增大,油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离缩短,极大地提高了储层的整体渗透率,实现了对储层长、宽、高三维方向的全面改造,从而提高初始产量和最终采收率[9]。

2.2 主要控制因素与适用条件

体积压裂能否形成复杂裂缝网络(缝网)由地质因素和施工工艺两大主控因素决定,其中地质因素又可分为储层岩石矿物和储层天然裂缝两类(表1)。在不同的地质条件下,能够达到最优开发效果的施工工艺各有差异。

表1 体积压裂主控因素情况表Table 1 main control factors

3 单井实例

3.1 基本数据

扎平X井位于柴达木盆地西部坳陷区扎哈泉凹陷的扎哈泉断鼻上,完钻斜深为4220.00m,一开为ϕ444.5mm×398.00m;二开为ϕ311.1mm× 2600.00m;三开为ϕ215.9mm×3520.00m;侧钻为ϕ215.9mm×3000～4220m,最大井斜为90.4°/ 3486.55m,井底位移A靶点为3400.00m/ 121.29°/200.43m;B靶点为4220.00m/122.08°/ 1060.21m,井身结构见图2。

3.2 储层条件

3.2.1 测录井解释及物性

渗透率K的大小对体积压裂有效性起到决定性作用,当K≤1mD时,裂缝网络对产能极限贡献率在10％左右;当K≤1×10-2mD时,裂缝网络对产能极限贡献在40％左右;当K≤1×10-4mD时,裂缝网络对产能极限贡献在80％左右。即储层渗透率越低,裂缝网络在产能贡献中的作用越明显,体积压裂效果越好[10-12]。

由表2可知,扎平X井水平段测井解释平均孔隙度为6.0％,渗透率为0.91mD,含油饱和度为47.8％,裂缝网络对产能极限贡献率在10％左右。

3.2.2 天然裂缝发育情况

天然裂缝发育程度是能否产生复杂缝网的条件[13]。原生裂缝和次生裂缝的存在能够增加复杂裂缝网络形成的可能性,从而极大地增大了改造体积、有效提升压裂效果[14]。扎哈泉致密油储层储集空间以残余原生孔和次生孔为主,少量裂隙孔,主要发育微孔。成像测井解释成果及CT扫描实验分析(图3)表明,扎平X井目的层上下发育一定的天然裂缝(表3),例如在3270～3274m之间发育2条天然裂缝,在3294～3295m之间发育有4条天然裂缝,平均裂缝密度为1.25条/m,压裂时有利于复杂裂缝网络的形成。测井结果显示,天然裂缝以高导缝为主,裂缝倾角为30°～60°。

表2 扎平X井水平段测井解释结果表Table 2 The interpretation of the results section of horizontal welllogging

表3 扎平X井成像测井解释天然裂缝情况表Table 3 Imaging log interpretation of natural fractures

根据快横波解释结果,天然裂缝方位为近东西向,天然裂缝方位与最大主应力方位夹角在80°左右,有利于提高储层改造体积(图4)。

3.2.3 岩石组分分析

储层脆性特征是体积压裂效果的物质基础。研究表明:富含石英或碳酸盐等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网,黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网[15]。

根据取心薄片资料分析结果,该井储层岩性以棕褐色细砂岩、粉砂岩、灰色泥岩为主,黏土矿物含量平均为21.7％。依据扎平X井导眼段岩屑全岩分析及黏土分析结果,扎哈泉致密油储层黏土总量为22％,石英含量为32％,岩石具有一定的脆性(图5)。

3.2.4 岩石力学及脆性特征

地应力分布特征对水平井压裂效果具有一定的影响。根据岩石力学原理,人工裂缝总是沿着阻力最小的方向延伸和扩展,即裂缝面总是垂直最小主应力轴面[16]。根据断裂力学理论,水力裂缝总是从物性好、断裂韧性低、闭合应力低、破裂压力低、抗张强度低、杨式模量高、低泊松比的层段优先起裂[17]。

扎平X井岩心三轴岩石力学实验结果(表4)表明,当平均静态杨氏模量为42568MPa、静态泊松比为0.255时,有利于储层实施体积压裂改造。

表4 扎平X井三轴岩石力学实验结果表Table 4 Three axis rock mechanical experiment

目前国内常用的致密油储层脆性特征评价方法有岩石力学参数法、岩石矿物分析法、储层岩石破坏峰值强度和残余强度评价法等几种方法[18-19]。按杨氏模量为42568MPa、泊松比为0.25进行计算,目的层脆度指数为53％;根据岩石所含脆性矿物的成分计算,目的层脆度为47.4％;按储层岩石破坏峰值强度和残余强度评价法计算,目的层脆度指数为56％。

计算结果表明,扎平X井目的层储层岩石脆性相对较好[20],有利于开展大规模体积压裂,形成复杂裂缝网络,提高改造体积。

3.2.5 储层敏感性

根据致密油储层岩心敏感性实验可知,研究区储层水敏中等偏弱、无酸敏、碱敏中等偏弱、盐敏弱,以及存在较强速敏;但强速敏是指随注入速率增加,渗透率增加,因此有利于开展大规模压裂施工[21]。

岩心应力敏感实验(图6)结果表明,扎平X井岩心存在一定应力敏感性,越过临界压力2.4MPa后岩样的渗透率均随围压的升高而减小,围压在15MP以下时渗透率变化显著。在可变的有效围压范围内(15～45MPa),渗透率变化在5倍左右,不利于压裂后残液返排,因此压裂后返排及生产时要注意控制生产压差。

3.3 模拟评价

截至2014年,扎哈泉致密油区共完成11层组压裂改造,最高施工压力为122.9MPa,平均井口破裂压力为85.72MPa,单井加砂量为14.85m3,平均砂比为9.8％,成功率达到45.4％。根据扎哈泉地区前期压裂资料计算得出,地层破裂压裂梯度为0.027～0.033MPa/m,平均为0.0282MPa/m。

利用数值模拟方法对扎哈泉地区体积压裂水平井的裂缝条数、裂缝缝长、导流能力和裂缝间距等参数进行优化,根据合理裂缝参数值,模拟体积压裂、常规压裂和未压裂水平井产能。并从储量动用率、采收率、稳产期和采气速度角度评价了体积压裂水平井开发致密油藏的适应性、可行性。根据直井段储层物性、流体等参数,应用Eclipse软件取扎平X井水平段渗透率最大值1.2mD与最小值0.5mD分别建立两个油藏地质模型,模拟出6年累计产油量区间,为储层改造提供了经济论证依据。综合两种渗透率下优化结果(图7、图8),主体人工裂缝缝长在200m左右,裂缝导流能力为20～30D·cm时压裂效果最佳。

储层数值模拟研究表明,扎平X井水平段储层岩性脆性系数高、敏感性弱,具有一定的天然裂缝发育,平均渗透率不大于1mD。由此可知,体积压裂技术在扎平X井水平段具有可行性。

4 结 论

扎哈泉工区岩石类型复杂,致密油储层孔隙度集中分布在3.0％～9.0％之间,有效储层孔隙度平均为5.9％,渗透率集中分布在0.05～1mD之间,平均为0.43mD。含油级别以油浸和油斑为主,含油饱和度平均为62％。扎平X井天然裂缝发育,储层脆度指数为56％且具有强速敏特征,有利于复杂缝网形成,适应体积压裂改造。

体积压裂改造增产效果好,施工工艺成熟。适用于低渗透—超低渗透油气藏的开发。但为降低成本,控制风险。施工前必须主要对储层岩石矿物、储层天然裂缝、施工工艺3方面作出相关适应性评价,并针对工区特质制订切实可行的方案。

国外已大规模成功运用此项技术。体积压裂的成功对柴达木盆地下一步增产、勘探都具有指导意义。下一步应扩大体积压裂施工井次,为下一步的注水开发打好基础。

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Evaluation of Adaptability of Dense Oil Volume Fracturing Horizontal Wells——Take the Well ZhapingX in Qaidam Basin as an Example

Yang Yuan1,He Youbin1,Chen Wei2
[1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources(Yangtze University),Caidian Distirct, Wuhan,430100,China;2.Hubei Xinjie LNG Project Department,Jianghan Oil Production Plant,SINOPEC Jianghan Oilfield Company,Huanggang,Hubei 438011,China]

In order to analyze the adaptability of volume fracturing technology to the reconstruction of tight oil horizontal wells,summarize the main control factors and the adaptive conditions of volume fracturing,based on the study of the concept and characteristics of the volume fracturing.zhapingx tight oil horizontal well as examples evaluate the adaptability of volume fracturing of the well respectively from the natural fracture reservoir,development degree,rock composition,mechanical properties and reservoir sensitivity of several rock aspects.The results show that the average porosity from logging interpretation of well ZhapingX in horizontal section is 6％,the evaluated permeability is 0.91mD,the oil saturation is 47.8％,the limiting rate of fracture network contribution to capacity is 10％.The up and under of purpose layer develop certain natural fractures;rock has certain brittleness,the calculation results show that rock brittleness of tight reservoir of the ZhapingX wells is relatively good;water sensitivity of reservoir is medium weakly、no acid sensitivity and alkali sensitivity is medium weakly、salt sensitivity is weak,there is a strong velocity sensitivity;therefore it is beneficial to carry out volume fracturing. But there are certain reservoir stress sensitivity,flowback and production should be paid attention to differential pressure.

Volume fracturing;tight reservoir;fracture net;reservoir condition

TE357.1

:A

长江大学发展基金(2011025);长江大学科研发展基金(0709001)。

杨远(1990年生),女,在读硕士,专业为矿物学、岩石学、矿床学。邮箱:fengjiming@yeah.net。