LH油田底水发育储层压裂方式模拟研究

程 佳,宋爱莉,孙常伟,江任开,谷 悦

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 深圳 518067;2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452)

0 引言

随着增产技术发展,碳酸盐岩储层压裂方式向多元化发展。除酸压外,水力压裂和控缝高压裂工艺也成为碳酸盐岩储层中常见的增产措施。

LH油田位于南海东部区块,其中X区属于礁灰岩储层,各小层微相以粒屑滩为主,生物礁不太发育,岩性为碳酸盐岩,底水发育,产油能力较差。酸压、压裂和控缝高压裂工艺在塔河、大牛地及印尼Krisna油田均有应用,但LH油田X区块未进行过储层改造,与其他各油田在储层条件上有所差别,因此需对其使用的储层改造工艺进行论证[1-4]。

1 地质条件分析

1.1 可压性分析

表1所示为对LH油田X储层岩石矿物成分的分析。可以看出石英含量为1%～2%,方解石含量为94%～97%,黏土矿物含量为2%～4%,其中石英和方解石为脆性岩石,黏土矿物为非脆性岩石。根据矿物成分分析法,无因次脆性指数为脆性岩石含量与全部矿物成分的比值,因此计算出LH油田X储层无因次脆性指数为0.9～1.0,脆性指数强,符合酸压及其他压裂储层基础条件,具备可压性。

表1 X储层岩石矿物成分分析Table 1 Analysis of rock mineral composition in X reservoir

1.2 缝洞底水发育情况

LH油田X区平均有效孔隙度为10.18%～21.03%,渗透率为17.84～89.74 mD,物性隔夹层内裂缝较发育,底水距离储层20～30 m。为确认底水沟通难易程度,对X区储层裂缝发育程度进行分析,结果见表2。由表2可知,X储层裂缝以低阻充填缝为主,裂缝长度为3～5 m/条,裂缝密度为2～5条/m,裂缝走向多为北西—南东向,主要发育低-中角度缝,纵向上连通性相对较差。碳酸盐岩储层一般分为3类,Ⅰ类储层为溶洞裂缝发育,适合酸压;Ⅱ类储层溶洞及裂缝发育,适合大规模酸压及低浓度加砂压裂;Ⅲ类储层裂缝发育程度低,适合加砂压裂及深度酸压。研究区储层发育天然裂缝,物性较差,储层性质接近Ⅱ类和Ⅲ类储层,具有一定压裂或酸压改造基础条件,但储层天然裂缝发育,裂缝延伸不易控制,存在沟通底水风险。

表2 X储层裂缝发育程度Table 2 Development degree of fractures in X reservoir

1.3 隔层情况

根据目标区块测井解释结果,采用GOHFER软件计算储层岩石力学参数并描绘地应力曲线,根据岩石力学实验结果(静态杨氏模量及泊松比),校正后得到水平最小主应力曲线;计算破裂压力,可看出各层无应力隔层,地质条件中无应力隔层,下部7小层底水发育;结合无岩性隔层,选择压裂方式时应注意缝高发育以防止沟通底水。岩石力学参数分析见表3。

表3 岩石力学参数分析Table 3 Analysis of rock mechanics parameters

总体来说,LH油田X区块储层低孔低渗,脆性强,具备酸压和压裂改造条件,但裂缝和底水发育,无岩性隔层,选择压裂工艺过程中应控制缝高发育。

2 压裂工艺模拟研究

2.1 酸压工艺

酸压改造可以溶蚀储层形成非均匀刻蚀沟槽,是碳酸盐岩储层常用的储层改造工艺。LH油田X储层底水发育及裂缝发育,为了研究酸压工艺在该区块的适用性,考虑实际地层物性,通过降低施工规模控制裂缝缝高发育,选择0.5～2.0 m3/min小排量、60 m3酸液的小规模酸压工艺进行模拟,模拟结果如图1所示。由图1可知,在裂缝发育并且没有岩性隔层的条件下,小排量、小规模酸压中由于酸液与碳酸盐岩反应剧烈,形成蚓孔,造成酸液滤失,酸蚀裂缝缝长随施工规模降低而减小;由于裂缝发育,上下储层沟通严重,随着施工排量的降低,缝高基本不变。

图1 酸蚀裂缝形态与排量的关系Fig.1 Relationship between acid etched fracture morphology and displacement

0.5 m3/min排量下酸蚀裂缝形态如图2所示。采用最低排量0.5 m3/min的情况下,酸蚀缝高约为90 m,远高于储层与底水间的距离20～30 m,会突破储层沟通底水。综合分析可知,酸压模拟过程中,动态裂缝扩展为缝长120 m以上,缝高90 m以上,但由于无岩性隔层存在,裂缝纵向扩展不受控制,并且天然裂缝发育,酸液在纵向上与岩石的反应进一步消耗酸液在横向上的有效作用距离,形成酸蚀缝高远高于酸蚀缝长的结果,并且酸蚀缝高90 m,远高于距底水距离20～30 m,因此经过模拟,小规模酸压工艺不适用于LH油田X储层。

图2 0.5 m3/min排量下酸蚀裂缝形态Fig.2 The morphology of acid corrosion cracks at 0.5 m3/min displacement

2.2 水力压裂工艺

由酸压模拟结果看出,LH油田X储层如果采用酸压工艺,酸蚀裂缝高度不易控制。按照同样思路,通过降低施工规模,控制裂缝缝高发育,采用同等规模水力压裂工艺进行模拟,选择0.5～2.0 m3/min小排量、76 m3压裂液和9.1 t支撑剂的小规模酸压工艺进行模拟,模拟结果如图3所示。由图3可知,在动态裂缝形态与酸压基本一致的情况下,由于施工规模基本一致,水力裂缝动态缝高和动态缝长与酸压基本一致,动态缝长100～130 m,动态缝高80～100 m,但是由于压裂液与储层不反应,液体滤失低,支撑裂缝形态扩展得到一定程度的限制,支撑缝高降低到约42 m,支撑缝长降低到约60 m。

图3 水力压裂裂缝形态与排量的关系Fig.3 Relationship between fracture morphology and displacement of hydraulic fracturing

0.5 m3/min排量下水力压裂裂缝形态如图4所示。采用最低排量0.5 m3/min情况下,水力压裂支撑裂缝缝高得到一定程度的限制,为42.3 m。但依旧高于储层与底水间的距离20～30 m。综合分析可知,采用小规模水力压裂工艺的支撑裂缝形态相比于酸蚀裂缝形态,裂缝缝高发育从酸压的90 m降低至42.3 m,并且裂缝形态发育为缝长大于缝高的常规裂缝形态,但依然无法有效防止裂缝沟通底水。可以看出,相比于酸压,水力压裂对于控制裂缝形态具有一定作用,但需要通过其他控缝高工艺控制缝高发育[5-8]。

图4 0.5 m3/min排量下水力压裂裂缝形态Fig.4 Fracture morphology of hydraulic fracturing at 0.5 m3/min displacement

2.3 控缝高压裂工艺

根据地质条件和模拟结果,在有底水、天然裂缝发育、无岩性隔层且目的层与邻层地应力差小(1.0～1.5 MPa)的情况下,常规压裂和酸压工艺会突破水层,需要对缝高进行控制。

控缝高酸压工艺最常见的方式为控制施工排量和建立人工隔层。经过模拟,小规模压裂的工艺方法无法有效控制缝高发育,因此采用人工隔层控制裂缝高度发育。X储层底水发育并且裂缝形态为向下扩展,可采取加入下沉剂的方式控制裂缝向下发展,在进行加砂压裂前用活性水将200目粉砂或粉陶泵送至地层,然后停泵至裂缝闭合或200目粉砂或粉陶下沉至下部裂缝进行充填,起到人工隔层的目的[9-11]。

在同样施工规模条件下,采用76 m3压裂液、9.1 t支撑剂以及5～15 m3、200目粉砂或粉陶(可根据裂缝形态调整加量)控制缝高进行模拟,可实现建立3～7 MPa应力差的人工隔层,模拟不同应力差(3 MPa,5 MPa,6 MPa和7 MPa)和排量(0.5 m3/min,1.0 m3/min,1.5 m3/min和2.0 m3/min)对缝高的影响。

控缝高压裂缝高与排量的关系如图5所示。隔层应力差的大小对裂缝缝高发育影响显著,3 MPa隔层应力差条件下,缝高约为38.9 m;隔层应力差达到5 MPa时,缝高发育降低于25 m;隔层应力差达到7 MPa时,缝高发育低于20 m,已满足与底水间距离20～30 m。

图5 控缝高压裂缝高与排量的关系Fig.5 Relationship between fracture height of fracture height control and displacement

控缝高压裂缝长与排量的关系如图6所示。3 MPa隔层应力差条件下,缝长约为80 m;隔层应力差大于5 MPa条件下,缝高为100～140 m。这是因为3 MPa隔层应力差条件下,隔层无法显示裂缝纵向延伸,缝高纵向发育较高,裂缝缝长在横向发育上受到限制,隔层应力差大于5 MPa时,裂缝高度得到有效限制,缝长发育高于100 m。

图6 控缝高压裂缝长与排量的关系Fig.6 Relationship between fracture length of fracture height control and displacement

图7所示为7 MPa人工隔层在2 m3/min排量下控缝高压裂裂缝形态。由图7可知,2 m3/min排量下进行控缝高压裂,缝高发育基本限制在储层内,缝高16.2 m,低于与底水间的距离20～30 m,裂缝缝长为140 m,可以更好地沟通远距离储层。

图7 7 MPa人工隔层在2 m3/min排量下控缝高压裂裂缝形态Fig.7 Fracture morphology of controlled high-pressure fracture at 2 m3/min displacement of 7 MPa artificial interlayer

综合分析可知,由于下沉剂形成了具有应力差的人工隔板,裂缝形态扩展得到进一步的控制,在应力差为3 MPa、排量为2 m3/min的条件下,缝高为40 m,依然会沟通底水;但应力差为5 MPa条件下,缝高为26.7 m,可控制在30 m以内;当人工隔层应力差达到7 MPa时,缝高为19 m,小于储层与底水间的距离。因此采取加入下沉剂,形成7 MPa应力差的人工隔层控缝高压裂工艺,可以实现对LH油田X储层的有效开发。

3 压裂效果模拟

在LH油田X区选择X7井进行产能分析。X7井水平段长度为850 m,采取控缝高压裂工艺,依据该文压裂设计的缝长和缝高参数进行方案设计,考虑到水平井长度,分别对基础压裂工艺和分段压裂工艺进行产能模拟,共设计3段压裂和4段压裂2个压裂方案,并与笼统压裂方案产能进行对比,结果如图8所示。

图8 X7井压裂产能模拟Fig.8 Simulation of fracturing productivity of well X7

从图8可以看出,在X储层部署油井并采用笼统压裂的条件下,可以达到有效生产的目的[12],模拟结果为第1年初期日产油38 m3,如果采用3段压裂的工艺,初期日产油可达83 m3,采用4段压裂的工艺,初期日产油可达89 m3;第2年产油量基础压裂方案降低至27 m3/d,3段压裂工艺降低至58 m3/d,4段压裂工艺降低至59 m3/d,可以看出从第2年开始,3段压裂和4段压裂产油量基本一致。

从图9所示 X7井多种工艺产能对比可以看出,压裂基础方案中累计产油量仅有5.8×104m3,通过分段压裂方式可以提高油井产量,3段压裂方案比基础压裂方案增产4.4×104m3,增幅为75.8%; 4段压裂方案比3段压裂方案增长幅度有限,累计增产原油仅2 000 m3,增幅仅为1.96%。因此,考虑产能及经济条件的情况下,建议采用3段式控缝高酸压工艺对X储层进行增产开发。

图9 X7井多种工艺产能对比Fig.9 Productivity comparison of various processes in well X7

4 结论

1)LH油田储层地质条件相对较差,岩石为碳酸盐岩储层,具有可压性,但由于无岩性隔层发育,储层应力差小,底水发育,天然裂缝发育,采用压裂工艺需对裂缝形态进行控制。

2)控制规模的酸压工艺无法实现对LH油田X储层酸蚀缝高的控制,降低压裂规模虽然能一定程度限制缝高发育,但无法阻止裂缝沟通底水;采用人工隔层的压裂工艺,形成7 MPa应力差的人工隔层,可以有效控制缝高在20 m以内发育,防止裂缝沟通底水,实现对LH油田X储层的有效增产开发。

3)通过控缝高酸压工艺的裂缝形态控制,进行X区块产能模拟,3段压裂的工艺可以将累产油量从5.8×104m3增至10.1×104m3,4段压裂仅比3段压裂方案增油2 000 m3,因此建议采用3段式控缝高酸压工艺对X储层进行增产开发。