应用缝网压裂技术提高G区块开发效果

刘 宝

(中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院,黑龙江大庆 163000)

1 地质概况

G区块位于大庆外围L油田东北部,采用300 m×300 m反九点井网,共有油水井373口,其中采油井276口,注水井97口。区块主要开采层位为GⅢ组油层,油藏埋深1 800 m左右,地层温度77.8 ℃,平均单井射开砂岩厚度13.3 m,平均单井射开有效厚度5.8 m,油层有效孔隙度8.0%～23.4%,平均14.9%(图1),空气渗透率0.07×10-3～5.42×10-3μm2,平均0.51×10-3μm2(图2),综合评价为中孔、特低渗储层。

图2 G区块渗透率分布频率

2 开发简况及存在问题

G区块1998年投入开发,初期注采开发效果较好,水井吸水指数为2.6 m3/(d·MPa)、油井采油强度0.41 t/(d·m)。由于储层物性差,油水井间无法建立有效连通,区块开发效果逐年变差,油井供液能力逐年下降,投产3年后采油强度降至0.12 t/(d·m)。2002年起,油井先后改为提捞生产,目前开井128口,平均采油强度仅0.03 t/(d·m),区块累积产油74.31×104t,采出程度8.47%,区块采出程度较低(表1)。

表1 G区块油井生产情况对比

水井注入难度逐年提高,投注2年后,平均注水压力由16.7 MPa升高到20.0 MPa以上,日注量逐年下降。2002年起,随着油井改提捞生产,水井大量间注关井和方案关井,目前区块只有6口注水井开井,注水压力为21.0 MPa时,平均单井日实注仅为7.7 m3。目前视吸水指数0.37 m3/(d·MPa),仅为初期水平的14%,由于注入困难,单井注入量低,区块地层能量保持较差。

对于特低渗储层,由于井间难以建立有效连通,常规水驱调整措施效果很差[1-2]。2002年部署加密直井6口,2014年部署加密水平井3口,加密后单井产量低,且累积增油量少。2002年至2012年间共计实施压裂、酸化等提高单井产能措施15井次,主要表现为:措施有效率较低,有效率仅47%;措施增油少,平均单井日增油小于0.5 t,单井累计增油79.0 t;有效期短,有效期仅3～4个月。截至2019年底,区块采出程度8.47%,采油速度0.11%,油井长关-低产比例94.9%,水井关井比例为93.8%,区块整体处于关停状态。

3 缝网压裂先导试验及认识

一般认为地层最大主应力和最小主应力越接近,通过施工排量、压裂液液性的变化,在保证净压力的前提下,越容易形成缝网。G区目的层水平两向应力差为2.6～3.0 MPa,应力差较小,可形成缝网体系。2013—2014年开展缝网压裂先导试验井5口(图3):水线方向油井实施2口,单井加支撑剂103 m3,单井加压裂液3 853 m3;非水线方向油井施工3口,单井加砂92 m3,单井加液3 499 m3。

图3 缝网试验井组井位

根据井下微地震监测结果,压后形成了缝网条带,缝长与缝宽比为2.8～3.2,非水线方向缝网压裂井措施效果较好,平均单井累计增油2 476.3 t,水线方向缝网压裂井压后水淹,措施效果较差,平均单井累计增油仅有358 t(表2)。

表2 G区块缝网压裂先导试验效果统计

先导试验证实本区地层形成缝网的可行性,压后提高了储层动用程度,但水线方向上的井采用缝网压裂,易造成油水井连通从而导致水淹,应避免采用缝网压裂工艺或减小压裂规模[6-7]。

4 缝网压裂优化及现场应用

近年来,致密油开发相关理念不断完善、技术不断进步,通过地质工程一体化考虑、低成本砂液优选、加砂加液强度优化,探索出一条提效降本的开发之路。借鉴致密油最新开发理念及认识,选取本区4口井开展新一轮缝网压裂提产试验。

4.1 压裂缝长优化

本区GⅢ层以席状砂体为主,砂体发育连片且规模较大,G1—G4共4口井位于同一油井排(图4),最大地应力方向与井排方向一致,因此主要考虑井网井距及裂缝长宽比进行设计[3-4]。试验井组相邻井距为424 m,按照同排井间留20 m距离进行缝长优化,设计压裂半缝长200 m、带宽65 m左右,能够实现砂体充分改造。

图4 试验井组示意

4.2 压裂液优选

相比常规压裂,缝网压裂用液量一般较大,对控制压裂材料成本及现场配液带来一定的压力。近年来,大庆外围致密油缝网压裂开发,一般采用缔合压裂液体系,该体系由滑溜水、清水、缔合液组成,其中滑溜水和清水在造缝阶段交替使用,滑溜水用于延伸应力从而形成复杂体积缝,清水增大净压力控制缝网形态,携砂阶段由缔合液携砂支撑裂缝。与胍胶相比,缔合压裂液具有组分简单、储层伤害低、体系溶胀快等优点(表3),可即配即用,最高砂比达到42%,并且综合成本降低15%。因此,设计区块宜采用适合本区地层温度的缔合压裂液[5-8]。

表3 压裂液综合性能对比

4.3 支撑剂优选

本区目的层埋深1 800 m左右,预测闭合压力为25 MPa,根据石油天然气行业标准SY/T 5108-2014《水力压裂和砾石充填作业用支撑剂性能测试方法》,选用全石英砂支撑,前置液阶段加少量70～140目(或100～200目)石英砂支撑前端微缝,携砂液阶段以40～70目石英砂支撑主缝为主、尾追20～40目石英砂,提高缝口支撑效果,在保证开发效果的同时降低了支撑剂投资[9-10]。

4.4 砂液强度优化

近几年通过调整液性比例、优化规模等措施,探索不同砂体有效动用下限,形成了适用不同类型砂体缝网压裂加砂加液强度(表4)。本区砂体类型为席状砂,根据上述办法设计本区加砂强度为16 m3/m,加液强度为550 m3/m。

表4 缝网压裂加砂加液强度与砂体类型匹配

4.5 实施效果分析

2021年10月开始现场实施(表5),平均单井加砂123 m3、加压裂液3 466 m3。实施前,四口试验井因供液严重不足,处于提捞生产状态;缝网压裂后,试验井成功复产,动液面得到有效恢复,已转为抽油机举升方式连续生产。目前已生产201 d,平均单井日产油2.2 t,平均单井累计增油415.0 t。

表5 试验井压裂参数及施工效果统计(2021年施工)

5 结论

1)对于特低渗储层,由于井间难以建立有效连通,常规水驱调整措施效果差,供排矛盾突出,会导致区块长停,影响区块采收率。

2)缝网压裂能够大幅提高储层动用程度,改善区块开发效果,在目标井选择方面应避开水线方向上的井。

3)应结合砂体展布、井网井距开展缝网压裂缝长优化和加砂加液强度优化,应用低成本压裂液和支撑剂,实现降本增效开发。

4)G区块现场采用缝网压裂取得较好效果,对于扩大应用及邻近低渗区块推广,可借鉴该区块缝网压裂设计思路。