非常規(guī)油藏義123-1塊開發(fā)配套工藝實踐與認識

1、非常規(guī)油藏義123-1塊開發(fā)配套工藝實踐與認識作者姓名：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、特低滲透儲層，常規(guī)開發(fā)效果差，難以實現(xiàn)該塊儲量的有效動用。針對油藏特點，優(yōu)化采用長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)測技術(shù)應(yīng)用、壓后放噴制度確定等進行開發(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，實現(xiàn)非常規(guī)油藏義123-1塊有效動用，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)開采工藝難以實現(xiàn)該類油藏的有效動用。為充分動用該類儲量，借鑒國外頁巖油氣開發(fā)經(jīng)驗，采用引進、吸收、再創(chuàng)新的方式，先引進國外的先進開發(fā)技術(shù)及工藝，實現(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，難以實現(xiàn)該塊儲量的有效動用，針對油藏特點，優(yōu)化采用長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)測技術(shù)應(yīng)用、壓后放噴制度確定等進行開發(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，實現(xiàn)非常規(guī)油藏義123-1塊有效動用。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、特低滲透儲層；該塊采用天然能量開發(fā)，常規(guī)開發(fā)存在井距大、儲量控制程度低、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用。2 義123-1塊完井及壓裂工藝針對義123-平1井油藏埋藏深、低孔特低滲、無自然產(chǎn)能等特點，優(yōu)化采用水平井裸眼分段多級壓裂完井配套工藝技術(shù)，實現(xiàn)有效改造儲層，增大泄油面積，提高油井產(chǎn)能，實現(xiàn)該塊的高效動用。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)力方向鉆進水平井，一方面可以最大可能與裂縫溝通，另一方面如果進行壓裂改造，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，通過對鄰塊義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)測結(jié)果進行統(tǒng)計，11口井監(jiān)測現(xiàn)今應(yīng)力場最大主應(yīng)力方向為北東42-71.7°左右，6口井監(jiān)測現(xiàn)今應(yīng)力場最大主應(yīng)力方向為近東西向，僅有一口井義37-4-x2的監(jiān)測現(xiàn)今應(yīng)力場最大主應(yīng)力方向為北西向。結(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)力方向以北東方向為主，本次取值為

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，強化A靶點的控制，減少其余靶點控制，在最大限度保證井眼平滑的前提下，實現(xiàn)最大限度的儲層鉆遇率，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，優(yōu)化采用確定該井采用裸眼封隔器多級分段壓裂完井工藝，利用水平井多級壓裂有效改造儲層，形成多組的橫向縫，擴大泄油面積優(yōu)點，實現(xiàn)該塊的有效動用。2.3.1 裸眼封隔器多級分段壓裂完井工藝優(yōu)點水平井裸眼封隔器多級

8、分段壓裂完井工藝優(yōu)點：（1）不固井：避免水泥漿對地層的污染，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，不會對流體產(chǎn)生節(jié)流效應(yīng)。（3）節(jié)約壓裂作業(yè)時間：壓裂施工可以連續(xù)進行，大大節(jié)約了泵組設(shè)備在井場的等待時間。2.3.2 完井管柱優(yōu)化根據(jù)義123-1塊油藏埋藏深特點，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套管進行二開完井，后采用懸掛41/2in套管進行三開裸眼完井，后下入41/2in回接管進行壓裂施工。圖3 多段壓裂完井工具設(shè)計示意圖2.3.3 裂縫間

9、距優(yōu)化對于特低滲透油藏，由于存在啟動壓力梯度，滲流特征為非達西滲流，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塊的油藏數(shù)據(jù)，其極限供油半徑為52.5m，設(shè)計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)計時不包含泥質(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、保護儲層減少對儲層的傷害、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，對粘土礦物的防膨抑制性。義123-1塊儲層表現(xiàn)為強水敏、弱速敏、弱酸敏、弱堿敏儲層。針對區(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攻性的油氣層保護完井液，液相進入產(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)長井段水平井，

11、由于油藏埋藏深，井段長，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，造成瞬時濾失加大，容易造成脫砂砂堵，也不利于縫長的延伸；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，達到速溶，溶解速度由原來的2小時降低到1分鐘。通過對胍膠片的預(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?？蓪崿F(xiàn)現(xiàn)場在線混配，減小設(shè)計余量、壓裂液腐敗變質(zhì)風(fēng)險和降低運輸費用，提高施工效率。圖5 140剪切2小時粘度變化 圖6 不同胍膠溶解速度對比（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)場測定壓裂液交聯(lián)時間2-3min，壓裂過程中壓力平穩(wěn)。現(xiàn)場配液表明，速溶瓜膠增稠劑在配液車出口處粘度達到最大，遠高于同類國內(nèi)產(chǎn)品的指標，且配液粘度高，可以適應(yīng)實時混配壓裂要求，達到預(yù)期效果。 表1

13、 義123-3HF速溶胍膠與普通胍膠對比表2.4.2 支撐劑優(yōu)選針對義123-1塊致密砂巖油藏的區(qū)塊性質(zhì)及壓裂裂縫的長期有效性，優(yōu)選用耐壓86MPa小粒徑卡博30/60目高強度陶粒，這樣既滿足了井深的需要，也利于裂縫進砂形成高導(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為100-120米。針對該塊的儲層特點，進行如下的優(yōu)化：（1）、針對區(qū)塊北部儲層薄，南部儲層厚度大的特點，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)測工藝優(yōu)選裂縫監(jiān)測主要目的在于監(jiān)測水平井各段壓裂裂縫縫長、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分段壓裂實施的裂縫監(jiān)測技術(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)測方法對比表監(jiān)測方法成本監(jiān)測范圍解釋精度監(jiān)測內(nèi)容需采油廠配合地面微地震

15、監(jiān)測（貼套管）低壓裂層段2km以內(nèi)低裂縫方向監(jiān)測井提前4小時停井微破裂影像監(jiān)測較高壓裂層段2km以內(nèi)較高三維裂縫方向、兩翼縫長、縫高不需要井間微地震監(jiān)測（鄰井井下監(jiān)測）高壓裂層段300-350m以內(nèi)（監(jiān)測井井斜不超過30º，井溫小于120）高三維裂縫方向、兩翼縫長、縫高1、監(jiān)測井周圍內(nèi)要有射孔井協(xié)助儀器定位；2、監(jiān)測井射孔段必須打橋塞封閉；3、監(jiān)測井需要上作業(yè)井架配合；4、監(jiān)測井周圍內(nèi)的油、水井提前停井。在義123-1塊主要實施的是微破裂影像監(jiān)測，該監(jiān)測工藝實施簡單，與壓裂車組距離在1公里以上；與壓裂段地面投影點距離不超過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區(qū)破裂

16、能量。以義123-平1井為例，從微破裂影像監(jiān)測發(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階段：（1）、壓后關(guān)井階段：壓后關(guān)井7-12小時開始放噴，關(guān)井時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油嘴進行控制放噴，出液300方左右進行更換油嘴，進入下個階段；（3）、快速放噴階段：待壓裂裂縫閉合后，改用5mm油嘴進行快速放噴，實現(xiàn)壓裂液的快速返排，減少壓裂液對地層的傷害。該階段進行

17、至壓裂液返排至50%以上或油壓降至10Mpa時結(jié)束。（4）、自噴生產(chǎn)階段：進入自噴生產(chǎn)階段，一般采用3mm油嘴進行放噴生產(chǎn)，壓力下降大時，更換2.5mm油嘴進行控制放噴。（5）、同層鄰井施工影響導(dǎo)致含水較高時，可以放大油嘴生產(chǎn)，盡快實現(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，水平井井段長度1348米，共分為14段，設(shè)計支撐劑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%。累計生產(chǎn)413天。4 結(jié)論及認識根據(jù)義123-1塊實踐得到以下認識：1、建立以“水平井裸眼封隔器多級壓裂完井工藝”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)計進行加砂。在致密砂巖水平井軌跡設(shè)計時應(yīng)保證在油層中