非常規(guī)油藏義123-1塊開發(fā)配套工藝實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

1、非常規(guī)油藏義123-1塊開發(fā)配套工藝實(shí)踐與認(rèn)識(shí)作者姓名：邵現(xiàn)振 唐林 王大林 鄭英杰 李棟（作者單位：勝利油田分公司河口采油廠工藝所）摘要：河口采油廠義123-1塊屬于深層致密砂巖非常規(guī)油藏，油藏埋深3384-3757米，平均滲透率1.1×10-3um2，平均孔隙度15.1%，為中低孔、特低滲透儲(chǔ)層，常規(guī)開發(fā)效果差，難以實(shí)現(xiàn)該塊儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。針對(duì)油藏特點(diǎn)，優(yōu)化采用長(zhǎng)井段水平井裸眼分段壓裂工藝為核心，配套井身軌跡方向優(yōu)化、壓裂液和支撐劑優(yōu)選、壓裂規(guī)模優(yōu)化、微破裂影像裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)應(yīng)用、壓后放噴制度確定等進(jìn)行開發(fā)，形成一整套致密砂巖非常規(guī)油藏開發(fā)配套工藝。截止到2013年6月底，已實(shí)施9

2、口，工具下入和壓裂施工成功率100%，壓裂后全部自噴生產(chǎn)，累產(chǎn)油2.4萬噸，實(shí)現(xiàn)非常規(guī)油藏義123-1塊有效動(dòng)用，提高義123-1塊采收率。主題詞：深層 致密砂巖 非常規(guī) 水平井 裸眼分段 壓裂隨著油田開發(fā)的越來越深入，新發(fā)現(xiàn)的石油儲(chǔ)量主要以低品位、低滲透、低壓的三低單元為主，常規(guī)開采工藝難以實(shí)現(xiàn)該類油藏的有效動(dòng)用。為充分動(dòng)用該類儲(chǔ)量，借鑒國(guó)外頁巖油氣開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，采用引進(jìn)、吸收、再創(chuàng)新的方式，先引進(jìn)國(guó)外的先進(jìn)開發(fā)技術(shù)及工藝，實(shí)現(xiàn)非常規(guī)油藏的高效開發(fā)。河口采油廠義123-1塊屬于深層致密砂巖油藏，常規(guī)開發(fā)效果差，難以實(shí)現(xiàn)該塊儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，針對(duì)油藏特點(diǎn)，優(yōu)化采用長(zhǎng)井段水平井裸眼分段壓裂工藝為核心，

3、配套井身軌跡方向優(yōu)化、壓裂液和支撐劑優(yōu)選、壓裂規(guī)模優(yōu)化、微破裂影像裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)應(yīng)用、壓后放噴制度確定等進(jìn)行開發(fā)，形成一整套致密砂巖非常規(guī)油藏開發(fā)配套工藝。截止到2013年6月底，已實(shí)施9口，工具下入和壓裂施工成功率100%，壓裂后全部自噴生產(chǎn)，累產(chǎn)油2.4萬噸，實(shí)現(xiàn)非常規(guī)油藏義123-1塊有效動(dòng)用。義123- 1塊非常規(guī)水平井成功為其他油田的開發(fā)提供了寶貴的借鑒作用。1 油藏概況義123-1塊為深層致密砂巖非常規(guī)油藏，地理位置位于渤南油田八區(qū)，南鄰渤南油田三區(qū)。目的含油層系為沙三下9砂組，含油面積4.6km2，估算石油地質(zhì)儲(chǔ)量237.4×104噸。埋深3384-3757米，地層厚度約

4、35-45米，義123-1塊沙三下9砂組砂體沉積類型為深湖相油頁巖中發(fā)育的濁積扇體，物源來自東南部的孤島凸起。該塊位于濁積扇體的北部，以中扇亞相的辮狀水道微相和水道間微相為主?？紫抖确植挤秶?.4-20.1%，平均孔隙度15.1%，滲透率分布范圍0.1-3.05×10-3m2，平均滲透率1.1×10-3um2，為中低孔、特低滲透儲(chǔ)層；該塊采用天然能量開發(fā)，常規(guī)開發(fā)存在井距大、儲(chǔ)量控制程度低、油井基本無自然產(chǎn)能、常規(guī)壓裂后產(chǎn)量遞減快、采第一作者：邵現(xiàn)振，男，河口采油廠工藝所防砂室主任，工程師，山東省東營(yíng)市河口區(qū)河口采油廠工藝所，郵編：257200，電話：0546-867190

5、8郵箱：shaoxianzhen.slyt出程度低的矛盾，一直以來未有效的動(dòng)用。2 義123-1塊完井及壓裂工藝針對(duì)義123-平1井油藏埋藏深、低孔特低滲、無自然產(chǎn)能等特點(diǎn)，優(yōu)化采用水平井裸眼分段多級(jí)壓裂完井配套工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)有效改造儲(chǔ)層，增大泄油面積，提高油井產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)該塊的高效動(dòng)用。2.1 井身軌跡方向優(yōu)化水平井壓裂裂縫主要有以下四種形態(tài)：橫向裂縫、縱向裂縫、轉(zhuǎn)向裂縫、扭曲裂縫。橫向裂縫可以改善低滲透油層滲流狀況，有利于增加油層泄油面積。多條橫向裂縫能大大提高采油速度，并有利于提高采收率。水平井裂縫形態(tài)主要取決于地應(yīng)力和井筒井眼軌跡的情況，水平井裂縫的幾何形狀高度

6、取決于地層應(yīng)力狀態(tài)。沿著最小水平主應(yīng)力方向鉆進(jìn)水平井，一方面可以最大可能與裂縫溝通，另一方面如果進(jìn)行壓裂改造，也可以形成多條橫向縫，很好的增加泄油面積，提高水平井的產(chǎn)量。圖1 水平井裂縫形態(tài)該塊只有義173-x1井做過裂縫監(jiān)測(cè)，通過對(duì)鄰塊義37塊義37-5-x1、義37-6-x1、義7-x12等共18口井的壓裂裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，11口井監(jiān)測(cè)現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)最大主應(yīng)力方向?yàn)楸睎|42-71.7°左右，6口井監(jiān)測(cè)現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)最大主應(yīng)力方向?yàn)榻鼥|西向，僅有一口井義37-4-x2的監(jiān)測(cè)現(xiàn)今應(yīng)力場(chǎng)最大主應(yīng)力方向?yàn)楸蔽飨颉＝Y(jié)合本塊斷裂系統(tǒng)發(fā)育情況，綜合分析該塊的最大主應(yīng)力方向以北東方向?yàn)橹?，本次取值?/p>

7、56.5°。由此水平井井筒井眼軌跡方向與最大主應(yīng)力方向垂直，從而實(shí)現(xiàn)壓裂的橫向縫。圖2 義123-1塊部署圖2.2 井身軌跡優(yōu)化為保證裸眼完井工具的順利下入，在井眼軌跡優(yōu)化方面，強(qiáng)化A靶點(diǎn)的控制，減少其余靶點(diǎn)控制，在最大限度保證井眼平滑的前提下，實(shí)現(xiàn)最大限度的儲(chǔ)層鉆遇率，保證完井管柱的順利下入。2.3 水平井裸眼封隔器多級(jí)分段壓裂完井工藝根據(jù)義123-1塊深層、低孔低滲的油藏特點(diǎn)，優(yōu)化采用確定該井采用裸眼封隔器多級(jí)分段壓裂完井工藝，利用水平井多級(jí)壓裂有效改造儲(chǔ)層，形成多組的橫向縫，擴(kuò)大泄油面積優(yōu)點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)該塊的有效動(dòng)用。2.3.1 裸眼封隔器多級(jí)分段壓裂完井工藝優(yōu)點(diǎn)水平井裸眼封隔器多級(jí)

8、分段壓裂完井工藝優(yōu)點(diǎn)：（1）不固井：避免水泥漿對(duì)地層的污染，增加了井筒與地層的滲流面積；（2）不射孔：壓裂滑套和投球滑套可提供足夠的流入流出通道，不會(huì)對(duì)流體產(chǎn)生節(jié)流效應(yīng)。（3）節(jié)約壓裂作業(yè)時(shí)間：壓裂施工可以連續(xù)進(jìn)行，大大節(jié)約了泵組設(shè)備在井場(chǎng)的等待時(shí)間。2.3.2 完井管柱優(yōu)化根據(jù)義123-1塊油藏埋藏深特點(diǎn)，壓裂沿程摩阻高，另一方面采用投球壓裂方式，要求盡量采用大直徑的滑套，綜合兩方面因素，優(yōu)選7in×41/2in完井管柱，即采用7in套管進(jìn)行二開完井，后采用懸掛41/2in套管進(jìn)行三開裸眼完井，后下入41/2in回接管進(jìn)行壓裂施工。圖3 多段壓裂完井工具設(shè)計(jì)示意圖2.3.3 裂縫間

9、距優(yōu)化對(duì)于特低滲透油藏，由于存在啟動(dòng)壓力梯度，滲流特征為非達(dá)西滲流，存在極限泄流半徑，因此，主要采用極限泄流半徑來優(yōu)化裂縫間距。特低滲透油藏義123-1塊極限供油半徑公式如下：根據(jù)義123-1塊的油藏?cái)?shù)據(jù)，其極限供油半徑為52.5m，設(shè)計(jì)分段壓裂水平井兩條裂縫間距平均為100m。根據(jù)已壓裂井義123-平1壓不開井段分析，裂縫間距設(shè)計(jì)時(shí)不包含泥質(zhì)含量高、靠近隔層的井段，應(yīng)以有效的井段進(jìn)行分段。2.3.4 壓裂滑套及裸眼封隔器位置優(yōu)化壓裂滑套位置優(yōu)化原則：選擇儲(chǔ)層物性好（GR值低）和應(yīng)力低的部位放置壓裂滑套。裸眼封隔器位置優(yōu)化原則：選擇井徑擴(kuò)大率<5%、連續(xù)穩(wěn)定井段10m以上，應(yīng)力高的部位卡

10、封裸眼封隔器。由此確定封隔器和滑套位置。2.3.5 完井液優(yōu)選完井液的主要功能：平衡地層壓力、保護(hù)儲(chǔ)層減少對(duì)儲(chǔ)層的傷害、維持井下清潔、良好的防腐效果、維持井內(nèi)各種工具性能的穩(wěn)定。對(duì)完井液一般要求與地層流體的配伍性，與前期鉆井液之間的配伍性，完井液各處理劑之間的配伍性，對(duì)粘土礦物的防膨抑制性。義123-1塊儲(chǔ)層表現(xiàn)為強(qiáng)水敏、弱速敏、弱酸敏、弱堿敏儲(chǔ)層。針對(duì)區(qū)塊特性及鉆井液性質(zhì)，優(yōu)選甲酸鹽完井液，這種完井液是一種具有進(jìn)攻性的油氣層保護(hù)完井液，液相進(jìn)入產(chǎn)層以后可以在一定程度上使油層滲透率得到改善，有利于克服水鎖和液相損害。2.4 壓裂參數(shù)優(yōu)化2.4.1 壓裂液優(yōu)選義123- 1塊非常規(guī)長(zhǎng)井段水平井，

11、由于油藏埋藏深，井段長(zhǎng)，施工摩阻較高；裸眼完井壓裂與常規(guī)水平井壓裂，存在著液體接觸面積大，濾失量大；容易產(chǎn)生多裂縫，造成瞬時(shí)濾失加大，容易造成脫砂砂堵，也不利于縫長(zhǎng)的延伸；非常規(guī)井壓裂壓裂液量大，連續(xù)施工，需要壓裂液具有溶脹快，滿足現(xiàn)場(chǎng)配液的目的。為此，采用高性能的攜砂液體系，提高壓裂液的攜砂和降低摩阻的能力。胍膠是由半乳糖與甘露糖組成，屬于非離子型高分子。研究表明：由于胍膠分子中含有大量羥基，羥基間存在大量分子間氫鍵，所以分子間氫鍵是導(dǎo)致胍膠分子溶解速率低的主要原因。圖4 瓜膠分子結(jié)構(gòu)瓜及晶態(tài)結(jié)構(gòu)速溶胍膠研發(fā)思路：提高改性瓜膠（HPG）的醚化程度，由0.13提高到0.4，大大降低了分子間氫鍵

12、作用，達(dá)到速溶，溶解速度由原來的2小時(shí)降低到1分鐘。通過對(duì)胍膠片的預(yù)處理，提高醚化程度，降低胍膠分子之間的引力，提高溶解速度?？蓪?shí)現(xiàn)現(xiàn)場(chǎng)在線混配，減小設(shè)計(jì)余量、壓裂液腐敗變質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)和降低運(yùn)輸費(fèi)用，提高施工效率。圖5 140剪切2小時(shí)粘度變化 圖6 不同胍膠溶解速度對(duì)比（19） 速溶瓜膠壓裂液體系首先在義123-3HF井上得到了應(yīng)用。本次施工共使用壓裂液3730m3，加砂335m3，單層最高砂比45%；現(xiàn)場(chǎng)測(cè)定壓裂液交聯(lián)時(shí)間2-3min，壓裂過程中壓力平穩(wěn)?，F(xiàn)場(chǎng)配液表明，速溶瓜膠增稠劑在配液車出口處粘度達(dá)到最大，遠(yuǎn)高于同類國(guó)內(nèi)產(chǎn)品的指標(biāo)，且配液粘度高，可以適應(yīng)實(shí)時(shí)混配壓裂要求，達(dá)到預(yù)期效果。 表1

13、 義123-3HF速溶胍膠與普通胍膠對(duì)比表2.4.2 支撐劑優(yōu)選針對(duì)義123-1塊致密砂巖油藏的區(qū)塊性質(zhì)及壓裂裂縫的長(zhǎng)期有效性，優(yōu)選用耐壓86MPa小粒徑卡博30/60目高強(qiáng)度陶粒，這樣既滿足了井深的需要，也利于裂縫進(jìn)砂形成高導(dǎo)流能力裂縫需要。2.4.3 壓裂規(guī)模優(yōu)化義123-1塊所布水平井井距為300米，該塊的極限滲流半徑為52.5米，優(yōu)化該塊壓裂裂縫縫長(zhǎng)為100-120米。針對(duì)該塊的儲(chǔ)層特點(diǎn)，進(jìn)行如下的優(yōu)化：（1）、針對(duì)區(qū)塊北部?jī)?chǔ)層薄，南部?jī)?chǔ)層厚度大的特點(diǎn)，北部部署水平井每段平均加砂量為25-30方，南部部署水平井每段平均加砂量為35方。（2）、靠近儲(chǔ)層邊部的水平井，適當(dāng)增大壓裂規(guī)模。北部

14、部署水平井每段平均加砂量為30方，南部部署水平井每段平均加砂量為40方。（3）、位于已壓裂井中間的水平井壓裂規(guī)模適當(dāng)?shù)目刂?，避免部分兩口井壓裂串通，影響壓裂效果。北部部署水平井每段平均加砂量?2方，南部部署水平井每段平均加砂量為25方。2.5 壓裂裂縫監(jiān)測(cè)工藝優(yōu)選裂縫監(jiān)測(cè)主要目的在于監(jiān)測(cè)水平井各段壓裂裂縫縫長(zhǎng)、縫高、改造體積，指導(dǎo)后續(xù)水平井合理井網(wǎng)井距部署，依據(jù)各段改造程度，優(yōu)化壓裂工藝參數(shù)。目前在勝利油田水平井多級(jí)分段壓裂實(shí)施的裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)主要有三種：地面微地震（貼套管）、地面微破裂影像和井下微地震。表2 三種壓裂裂縫監(jiān)測(cè)方法對(duì)比表監(jiān)測(cè)方法成本監(jiān)測(cè)范圍解釋精度監(jiān)測(cè)內(nèi)容需采油廠配合地面微地震

15、監(jiān)測(cè)（貼套管）低壓裂層段2km以內(nèi)低裂縫方向監(jiān)測(cè)井提前4小時(shí)停井微破裂影像監(jiān)測(cè)較高壓裂層段2km以內(nèi)較高三維裂縫方向、兩翼縫長(zhǎng)、縫高不需要井間微地震監(jiān)測(cè)（鄰井井下監(jiān)測(cè)）高壓裂層段300-350m以內(nèi)（監(jiān)測(cè)井井斜不超過30º，井溫小于120）高三維裂縫方向、兩翼縫長(zhǎng)、縫高1、監(jiān)測(cè)井周圍內(nèi)要有射孔井協(xié)助儀器定位；2、監(jiān)測(cè)井射孔段必須打橋塞封閉；3、監(jiān)測(cè)井需要上作業(yè)井架配合；4、監(jiān)測(cè)井周圍內(nèi)的油、水井提前停井。在義123-1塊主要實(shí)施的是微破裂影像監(jiān)測(cè)，該監(jiān)測(cè)工藝實(shí)施簡(jiǎn)單，與壓裂車組距離在1公里以上；與壓裂段地面投影點(diǎn)距離不超過2公里。解釋的方法：速度模型校正數(shù)據(jù)處理向量疊加獲得目標(biāo)區(qū)破裂

16、能量。以義123-平1井為例，從微破裂影像監(jiān)測(cè)發(fā)現(xiàn)，義123-平1井除第1、11段外，其余段均為兩翼縫，方向差異性大，段與段之間，裂縫有部分重疊，整體顯示較好。圖7 義123-平1井監(jiān)測(cè)俯視圖與側(cè)視圖2.6 井口返排的優(yōu)化義123-1塊非常規(guī)井放噴分為以下幾個(gè)階段：（1）、壓后關(guān)井階段：壓后關(guān)井7-12小時(shí)開始放噴，關(guān)井時(shí)間主要是放噴流程連接和安裝；（2）、控制放噴階段：開始放噴后，壓裂裂縫閉合之前，采用3mm油嘴進(jìn)行控制放噴，出液300方左右進(jìn)行更換油嘴，進(jìn)入下個(gè)階段；（3）、快速放噴階段：待壓裂裂縫閉合后，改用5mm油嘴進(jìn)行快速放噴，實(shí)現(xiàn)壓裂液的快速返排，減少壓裂液對(duì)地層的傷害。該階段進(jìn)行

17、至壓裂液返排至50%以上或油壓降至10Mpa時(shí)結(jié)束。（4）、自噴生產(chǎn)階段：進(jìn)入自噴生產(chǎn)階段，一般采用3mm油嘴進(jìn)行放噴生產(chǎn)，壓力下降大時(shí)，更換2.5mm油嘴進(jìn)行控制放噴。（5）、同層鄰井施工影響導(dǎo)致含水較高時(shí)，可以放大油嘴生產(chǎn)，盡快實(shí)現(xiàn)含水的下降，待壓力穩(wěn)定后更換3mm油嘴繼續(xù)生產(chǎn)。3 開發(fā)配套工藝實(shí)踐以義123-平1井為例。義123-平1井完鉆井深5236米，水平井井段長(zhǎng)度1348米，共分為14段，設(shè)計(jì)支撐劑326方，壓裂液4500方。圖8 第2、3段壓裂施工曲線 圖9 第4、5、6、7段壓裂施工曲線圖10 第8、9、10、11段壓裂施工曲線 圖11 第12、13、14段壓裂施工曲線義123

18、-平1井于2012年3月31日開始放噴，油壓34MPa，3mm油嘴放噴，放出壓裂液1900方見油，截止到2013年5月15日，共出液9935方，其中出油4047噸。目前生產(chǎn)情況為5mm油嘴放噴，油壓0.9MPa，日液6方，日油3.4方，含水43.3%。累計(jì)生產(chǎn)413天。4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)根據(jù)義123-1塊實(shí)踐得到以下認(rèn)識(shí)：1、建立以“水平井裸眼封隔器多級(jí)壓裂完井工藝”為核心，配套井身軌跡優(yōu)化、壓裂段數(shù)及規(guī)模優(yōu)化、壓裂液和支撐劑優(yōu)選等工藝，形成一整套配套工藝，滿足了義123-1塊油藏開發(fā)的需要。2、從已施工井施工情況分析，優(yōu)選壓裂液體系和支撐劑體系能夠滿足深層致密砂巖非常規(guī)水平井壓裂需要。3、從已施工井未按設(shè)計(jì)加砂的井段分析，除1段是由于滑套未打開導(dǎo)致，其余段都是由于在泥巖隔層附近，施工壓力高，導(dǎo)致未按照設(shè)計(jì)進(jìn)行加砂。在致密砂巖水平井軌跡設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)保證在油層中