基于体积压裂的深层低渗油藏开发新模式

阴艳芳

(中国石油辽河油田分公司 开发事业部,辽宁 盘锦 124010)

辽河油区经过五十多年的勘探开发,以低渗油藏为主的低品位储量逐渐成为增储建产的开发主体[1]。“十三五”期间,新增石油探明储量中低渗透油藏占比达到78.4%,其中,深层低渗油藏由于资源品质更差,投资成本更高,传统“直井+常规压裂+注水驱替”开发模式难以实现有效开发[2],普遍存在动用储量规模小、压裂投产后产量快速递减、注水开发注不进采不出等难题[3],如何“提高单井产量、提高储层动用率、提高油藏采收率”是油田科研生产的难点和热点。双229 块是近年来储量规模最大的深层低渗油藏,勘探和评价阶段围绕储层甜点部署12 口井,压裂投产后产量年递减率高达63%,油藏开发的难度极大。同类油藏普遍采取选择甜点区择优部署、油井压裂投产和超破裂压力注水补能的开发方式,储量动用率低、油井注水见效难、经济效益差。双229 块具有储层敏感性强、层多层薄、地层倾角大、高温高压等特殊性,现有的“直井+常规压裂+注水驱替”开发模式不能适应区块效益建产的开发需求。采取工程地质相结合,基于体积压裂储层改造,研究深层低渗油藏效益建产新模式。

双229 块构造上位于辽河坳陷西部凹陷中南段清水洼陷北部,中央凸起的西侧。主力含油目的层为E3s13,细分为E3s13Ⅰ、E3s13Ⅱ、E3s13Ⅲ、E3s13Ⅳ、E3s13Ⅴ五个砂层组,油藏埋深2 900～3 970 m,是典型的超深层薄互层状特低渗油藏。

区块整体构造形态为受大洼断层控制的北东走向、西南倾、箕状构造,北高南低,东西高、中部低,区内发育多条近东西向断层将其复杂化,最高埋深3 100 m,最低埋深4 150 m。地层倾角较大,一般10°～15°,最大45°。

储层沉积体系为三角洲前缘沉积,物源来自东侧中央凸起,有利相带为水下分支河道。岩性致密,主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩,岩石类型为岩屑长石砂岩,长石含量为36%～51%,石英含量为24%～36%,岩屑含量为13%～38%。储层物性差,有效孔隙度平均12.7%,渗透率平均1.62 mD。以原生粒间孔为主,孔大吼小、配位数低、喉道不均匀,平均孔喉比5.23,平均配位数0.65,喉道均质系数0.16。

油层分布受沉积、砂体及构造控制,油藏类型整体上为构造岩性油藏。平面上东部区域物源方向油层分布主要受构造控制,油层厚度较大,分布稳定;向西主要受到沉积、砂体控制,向北、向西油层减薄至尖灭。纵向上油层在E3s13Ⅱ～E3s13Ⅳ均有分布,主要分布在E3s13Ⅲ和E3s13Ⅳ砂层组,E3s13Ⅱ砂层组油层零星分布。单井钻遇油层最厚47.9 m,最薄为1.2 m。油层分散且薄,单层厚度0.6～5.2 m,平均2.7 m。

油藏高温高压,地层温度96.95～129.37 ℃,地层压力32.58～44.67 MPa。油品为常规轻质油,20 ℃原油密度0.863 0～0.876 5 g/cm3,平均为0.867 2 g/cm3,50 ℃原油黏度9.78～13.62 mPa·s,平均为11.13 mPa·s,平均含蜡量为11.09%,胶质+沥青质含量为17.10%,凝固点为27.9 ℃。

一是油层埋藏深,有效储层识别与预测难度大。油层埋深2 900～3 970 m,以近物源快速堆积的扇三角洲沉积为主,有利相带变化快、频繁交错,主体相带宽度100～200 m。储层矿物成熟度和结构成熟度双低,岩性混杂,分选性差。储层薄(单砂层厚度普遍小于10 m),岩性复杂多样,砂岩与含灰泥岩纵波阻抗相互叠置,常规波阻抗反演预测储层多解性强。砂泥岩薄互层特征明显,深侧向电阻率由于纵向分层能力较差(纵向分辨率约0.6 m),易受围岩影响,测量值偏低,不能有效识别划分薄岩性层,油层有效厚度识别与划分精度不高。

二是储层敏感性强,入井流体易对储层造成伤害。双229 等三口井X 衍射全岩分析,储层黏土矿物含量4.4%～10.2%,平均为6.9%,主要以伊蒙混层和伊利石为主,伊蒙混层相对含量为46～72%,伊利石相对含量为11%～28%,高岭石相对含量为4%～19%。在流体剪切力的作用下其晶片极易破碎,颗粒细小,随流体在孔隙中移动,堵塞岩石孔隙吼道造成储层物性变差,而且在钻完井、储层改造及补能过程中与压裂液、注入水等外来流体接触,易发生水敏和速敏,严重伤害储层[4]。阳膨法测得水敏程度为中等偏强,膨胀率11.5%～17.3%,渗透率伤害率62.3%以上,盐敏临界矿化度为7 000 mg/L,开发过程中应严格控制入井流体性质,并进行防膨处理。

三是油井自然产量低,有效压裂投产方式不配套。油井基本无自然产能,早期7 口探井、评价井试油平均初期日产油1.28 t,一个月后均低产关井。要实现效益建产就必须采用压裂改造方式投产,如双229 井压裂前日产油仅有3.1 t,压裂后日产油高达52.2 t。但受储层物性、油层发育状况等因素影响,探井、评价井压裂后产量存在较大差异,最高69.6 t/d,最低只有5 t/d。因此,在区块开发过程中,亟需因井制宜,探索与储层发育特征相匹配的有效压裂方式。

四是天然能量不足,有效补能方式不明确。区块边底水不活跃,按照天然能量分级评价图版,属于天然能量不足,弹性采收率低[5]。采用衰竭式开发,预测天然能量采收率7.5%,为获得较高产能和采收率,需采取人工保压的开发方式。室内实验评价注水启动压力梯度高、驱油效率低,双229 井实测注水启动压力梯度高达1.49 MPa/m,在较大的驱替压差下(6～8 MPa)最终驱油效率可达47%～48%,当注入0.5～1.0 PV 时,驱油效率只有35%～40%。同时由于区块埋藏深、储层强水敏,注水开发难以建立有效驱替系统。

体积压裂改造是特低渗油藏实现经济有效开发的关键技术之一[6],前人对低渗油藏体积压裂已进行了大量研究[7-10],通过体积压裂实现对储层三维方向的全面改造,既能大幅度提高单井产量,还能最大限度提高储层动用率和油藏采收率。

3.1 天然裂缝发育情况

在体积压裂改造过程中,天然裂缝更容易先于基质开启,原始和次生裂缝的存在能够增加形成复杂缝网的可能性,从而极大地增加改造体积[11]。通过对双229 井岩心观察、铸体薄片鉴定可以得出,岩性致密的砂岩储层中宏观构造裂缝不发育,局部井段细粒砂岩、中粒砂岩储层中不同程度地发育少量微裂缝。双229 块E3s13段储集空间类型以粒间孔、粒内孔、颗粒溶孔为主,少量铸模孔、微孔,见少量颗粒裂缝、成岩微缝(见图1、图2)。在体积改造中,少量颗粒裂缝、成岩微缝的存在能够增加形成复杂裂缝网络的可能性,从而极大地增大改造体积。

3.2 储层石英含量

储层可压性评价研究及开发实践表明:黏土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网,富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网。据微观岩石薄片鉴定资料统计,双229 块E3s13段储层砂岩碎屑成分以石英、长石为主,次为岩屑。砂岩以岩屑长石砂岩为主,少量长石砂岩,其中长石含量为36%～51%,石英含量为24%～36%,岩屑含量为13%～38%。X 衍射全岩分析结果表明,石英平均55.40%,长石平均32.71%,碳酸盐平均3.69%。储层岩石具有一定的脆性,压裂改造时在破裂压力作用下易形成裂缝。

3.3 岩石力学特征

岩石力学参数在确定压裂施工压力、控制压裂裂缝几何形状方面起重要作用。利用大型缝网压裂机等岩石力学参数测定系统,开展室内岩心岩石力学参数测试,从动态弹性模量、断裂韧性等参数测试结果分析,双229 块E3s13段具有三轴抗压强度高、脆性指数高、泊松比低、抗拉强度低、断裂韧性低等特征,脆性指数平均60%,动态弹性模量平均22.2 GPa,动态泊松比平均0.24,抗拉强度平均3.6(见表1),同时与辽河油田同期特低渗油藏对比,岩石力学参数非均质性较弱,实施体积压裂破裂压力相对较低、易破碎、形成复杂缝网能力强、缝宽和逢高较大。

表1 双229 块岩石力学参数测试结果表

综上所述,双229 块E3s13段具备体积压裂形成“缝网”的储层条件。

为实现研究区块效益建产,采取地质-油藏-工程相结合,基于岩石力学参数测定和体积压裂改造评价,精细有效储层识别,创建了超深层薄互层状特低渗油藏“直井+分层分质体积压裂+注气补能”效益建产新模式。

4.1 有效储层识别

针对超深层薄互层油藏有效储层识别困难和储层参数解释精度低的问题,重新优选测井敏感曲线,分区分类开展储层岩性、电性、物性、含油性“四性关系”研究,建立有效储层识别标准。

通过岩心精细描述和测井曲线校正,优选敏感曲线-微球聚焦电阻率曲线,纵向分辨率由0.6 m 提高至0.08 m,满足0.2 m 以上优势岩性识别。岩心刻度测井,建立细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩四类岩性识别标准,确定优势岩性为粉砂岩中夹的0.2～0.6 m 薄层细砂岩。细砂岩的含油性较好,含油级别以油浸为主,油浸及其以上含油级别占到80%以上;粉砂岩含油性较差,含油级别以油斑、油迹、荧光为主;泥质粉砂岩基本不含油。以油浸为含油性下限,将有效厚度岩性下限定为细砂岩。考虑埋藏深度、油层分布及物性特征的差异,分井区、分层段制作物性与含油性关系图,以油浸为含油性下限,分别确定物性下限。引入气测、轻烃、地化资料,参与制定油层下限标准,气测峰基比7～20,iC4/nC4介于0.31～0.55,建立6 种类型有效储层识别标准(见表2),试油试采证实符合率达90%以上。

表2 双229 块E3 s13 段有效储层下限标准

4.2 开发方式优选

4.2.1 注水开发不可行性分析

双229 块为深层特低渗透油藏,同类型油藏开发实践表明,实施规模注水开发难度较大。本次研究主要结合室内实验及矿场试验来综合论证区块实施注水开发的不可行性。

一是储层水敏程度主要为中等偏强,注水开发需开展全过程防膨处理。储层敏感性室内实验表明,主力层段岩样水敏程度为中等偏强、盐敏临界矿化度为7 000 mg/L。如果注水开发,应严格控制注入水水质,并进行注水开发全过程防膨,处理费用较高。

二是启动压力梯度较高,油层渗流阻力较大。辽河油田低渗透油藏注水启动压力梯度室内实验研究表明,当渗透率小于2.5 mD 时,启动压力梯度上升幅度大幅抬升。双229 井室内实验实测注水启动压力梯度高达1.49 MPa/m,远高于辽河低渗透油藏注水平均启动压力梯度1.0 MPa/m。同时,相对渗透率曲线测定油水两相区较窄(24.5%～35.3%),说明油层渗流能力弱。由此可见,本块注水开发难度较大,难以建立有效驱替系统。

三是注水驱替压力高,驱油效率相对较低。从水驱油效率实验结果来看,在6～8 MPa 高驱替压差和5 PV 以上的较高注入倍数条件下,最终水驱油效率可达47%～48%(见表3)。这样的注入条件在实际油藏注水开发过程中是无法实现的,辽河低渗透油藏一般注入量在0.5～1.0 PV,当注入0.5～1.0 PV时驱油效率只有35%～40%,注水开发驱油效率相对较低。

表3 双128 井水驱油效率测定结果表

四是矿场试注试验证实注水压力高,达不到配注要求。2018 年6 月7 日选择双246 井开展试注,初期日注水30 m3,注入压力17.0 MPa,10 天后因注入压力高转间歇注,平均日注水12.4 m3,注入压力12.0～17.0 MPa。7 月31 日换高压泵复注,注水量有所提升,但注入压力上升较快,8 天后改为间歇注,日注水14.1 m3,注入压力20.0～25.0 MPa,9 月11 日停注,累计注水1 459 m3。矿场试注试验与室内实验研究结果基本一致,受储层物性差、强水敏、渗流阻力大等因素影响,注水压力较高,注水量难以达到配注要求。

室内实验和矿场试验均表明区块不适合注水开发。要实现储量效益开发动用,亟待寻求更有效的补充能量方式。

4.2.2 注气开发可行性分析

国内外调研表明,与传统的注水开发相比,注气开发具有注入能力高、储层伤害小、波及体积大,驱油效率高等技术优势[12],可以解决低渗透油藏因储层物性差、敏感性强造成的常规注水开发注不进难以建立有效驱替系统的问题。本次研究综合室内实验、数值模拟、现场试注等多方面论证区块实施注气开发可行性。

一是岩性油藏、断层遮挡,封闭性好,适合注气开发。双229 块为构造岩性油藏,储层被夹在洼陷区厚层泥岩中,东部和南部被断层夹持,西部和北部油藏边界为岩性尖灭,形成岩性、物性遮挡。区块内局部发育近东西向断层,断裂系统活动较弱,断层为遮挡型断层。且开发目的层上部全区发育有稳定的泥岩层段,目的层E3S13Ⅲ与E3S13Ⅳ砂组之间也发育有稳定的泥岩隔层区。因此,油藏受岩性封挡、断层遮挡、盖层密封等综合效应,封闭性较好,适合开展注气开发。

二是油层发育相对集中、地层倾角大,有利于注气开发。主要目的层E3S13Ⅲ与E3S13Ⅳ砂组,油层分布受构造、岩性控制,在E3S13Ⅲ砂组和E3S13Ⅳ砂组发育较为集中,平均有效厚度在10～20 m 左右。另外,本块地层倾角为10°～45°,属大倾角油藏。同类型油藏开发实践表明,对于大倾角油藏,顶部注气可发挥重力稳定驱替作用,减缓气窜、提高气驱波及体积,进一步提高采收率。

三是室内实验评价注气开发可有效提高油藏采收率。不同气体介质的长岩心驱替实验表明,在油藏高温高压条件下,更有利于发挥气驱混相、溶胀、降黏、降低界面张力等驱油作用机理[13]。气驱相对水驱易于进入微小孔缝,提高波及体积,注气启动压力梯度低于注水16 倍左右。岩样油气相对渗透率测定实验表明,气驱残余油饱和度17.5%,气驱驱油效率达71.2%,与水驱相比较,气驱降低残余油饱和度17.8%。对比不同注入介质在油藏高温高压条件下的驱油效率,不同注气介质均可提高驱油效率,二氧化碳驱油效率最高,81.3%,天然气驱油效率次之,70.1%,空气和氮气驱油效率分别为60.4%、54.9%。开展不同注入气体与原油最小混相压力实验研究(细管实验),测定在地层温度条件下氮气、空气、二氧化碳以及天然气的最小混相压力(见表4),注入二氧化碳可以实现混相,注入天然气可以实现近混相驱,测定二氧化碳混相压力为31.8 MPa,天然气为46.2 MPa。

表4 注入不同气体与原油最小混相压力统计表

四是矿场试验证实注气有效改善了特低渗储层注入能力。2018 年在开展1 个井组注水试验的同时,选择2 个相邻井组开展注氮气试验。如38-34 井组于9 月28 日开始注氮气,初期日注气量为2.9 ×104m3,注气压力22.0 MPa,最高注气量提高到5.9 ×104m3,注气压力相应上升到26.0 MPa。截至同年12 月底,日注氮气3.0 ×104m3,注气压力保持在26.5 MPa,阶段累积注氮气254.0 ×104m3。对比注气、注水试验效果,储层吸气能力强,计算储层视吸水指数为0.029 m3/(d·MPa·m),视吸气指数为0.125 m3/(d·MPa·m),注氮气视吸气指数是视吸水指数的4.3 倍。

4.2.3 注气方式优化

国内外注气开发实践证实,对于具有较大倾角的油藏,采用构造高部位注气,有利于发挥重力稳定驱替作用,相比面积注采井网,可以有效抑制气窜速度,提高气驱波及体积,从而提高开发效果。在研究区块利用物模和数模方法,开展注气方式优化。

一是物模测定高注低采有利于发挥重力稳定驱作用。在油藏压力、温度条件下,通过改变实验装置的夹角来研究地层倾角及注气部位对驱油效率的影响。根据双229 实际油藏倾角情况,设置0°、7°、15°、-7°及-15°五种不同倾角(倾角为负数代表注入端高部位)开展长岩心注气驱油实验,实验结果表明,从低注高采到高注低采,随着地层倾角的变化驱油效率逐渐增大(见图3)。高部位注气(负倾角)由于重力作用注入气体在高部位聚集,有益于加强重力排驱的作用,注气后岩心相比于低部位注气没有明显的剩余油界面。同时,高注低采延长了见气时间,减缓气窜,驱油效率相对较高。

二是数模优化构造高部位注气方式效果最佳。按照双229 块E3s13地质特征,建立260 m ×260 m的正方形井网的机理模型,油井压裂缝半长为120 m,裂缝导流能力为200 ×10-3μm2·m,油水相对渗透率、原油PVT 性质等均采用油藏实际参数。分别设计了面积反五点注气、面积反九点注气、线性高部位注气及线性低部位注气四种注采井网形式,CMG 数值模拟软件计算结果表明,采用线性高部位注气的井网形式获得采出程度最高(见图4)。

对于双229 块E3s13段而言,注入二氧化碳驱油效率高,但考虑气源、安全、腐蚀、费用等问题,当前选定注天然气近混相驱开发,采用顶部连续稳定注入方式。

4.3 井网井距优化设计

锁定效益开发目标,统筹考虑主要目的层E3S13Ⅲ与E3S13Ⅳ砂组有效动用,优化井型、井网、井距设计。

4.3.1 开发井型设计

对比分析直井与水平井开发适用的地质条件,直井适用于纵向发育多套油层且有一定分布规模、储量丰度较高、有经济效益的油藏,水平井适用于纵向含油层位少、主力层明显且分布稳定、储量丰度较低、直井开发经济效益差的油藏。本块油层平面叠加连片、横向变化快,纵向油层多、单层薄、发育分散,适合采用直井开发提高储量控制程度。

采用经济学中的盈亏平衡分析方法,确定直井不同油价下经济极限产量[14]。参考区块油藏参数和压裂改造规模,建立理想地质模型,利用Eclipse 数值模拟软件,模拟计算30、40、50、60、70 美元/桶油价下的有效厚度经济界限,确定在50 美元/桶阶梯油价下,直井部署的有效厚度经济界限14.2 m,确定直井在有效储层厚度大于15.0 m 范围内部署。

4.3.2 井网井距设计

双229 块E3s13段油井需压裂投产,井网井距的部署必须做到井网系统、注采系统与压裂缝系统的最佳配置[15],综合考虑构造倾向、压裂缝方向、储层连通状况、开发方式的兼顾以及经济效益等因素。

双229-30-28 井微地震裂缝监测结果(见图5)表明,E3s13段裂缝方位为北偏西41°,裂缝长200 m,二翼裂缝长度不对称,西北70 m,东南130 m。综合考虑构造倾向(地层倾角>10°)、压裂缝方向、物源方向、油层连通状况等因素,设计矩形井网。矩形井网短边方向为井距方向,与构造线走向一致且横切物源,矩形长边方向为排距方向,与构造倾向、物源方向基本一致,对角线方向与主裂缝方向接近。

利用数值模拟机理模型对井距进行优化,在相同排距300 m 条件下分别设计150、180、210、240、270、300 m 井距,预测结果表明,随井距的缩小采出程度不断增大,当井距小于210 m 后采出程度变化幅度减小(见图6),确定合理井距为210 m。在合理井距下进一步优化排距,分别设计340、380、420、460、500、540 m 排距,预测结果表明,随排距的缩小采出程度不断增大,当排距小于420 m 后采出程度上升幅度减小,因此采用210 m ×420 m 矩形井网形式。

4.4 压裂方式优选

双229 块E3s13段自然产能平均为1.28 t/d,为了最大限度提高油井初期产量,优选埋藏深度、储层物性、油层有效厚度、油层跨度等条件相近的油井,开展常规笼统压裂、分层体积压裂、分层分质体积压裂现场试验,统计32 口试验井的初期产量,常规压裂平均单井产油4.9 t/d,分层体积压裂10.4 t/d,分层分质体积压裂12.1 t/d,直井分层分质体积压裂方式的生产效果最优,是常规压裂的2.47 倍。考虑不同井区有效储层集中程度的差异,研究压裂段跨度、油层厚度、隔层岩性及厚度、储层物性等与压裂工艺的匹配关系,建立分层压裂技术界限(见表5),最大限度提高单井产量。对于压裂段跨度大于30 m、有效厚度净毛比小于0.3 的层段实施分层压裂,各压裂层段再根据储层质量采用分质压裂方法,分别设计压裂施工参数,实现储层压裂改造程度最大化。

表5 双229 块E3 s13 段储层与压裂工艺匹配模式

同时,针对油藏破裂压力高、储层敏感性强的特点,制定低伤害、易返排压裂液对策,在降低胍胶用量的基础上,优化添加剂类型,具有个性化配方为0.4% 高温胍胶体系+0.3% 助排剂+(1%～2%)防膨剂。

双229 块E3s13段在有效储层厚度大于15 m 的区域,采用210 m ×420 m 矩形井网、分区设计井排方向,以顶部注天然气为主补充地层能量,整体部署直井162 口,设计采油井119 口,注气井43 口,其中利用老井49 口,新井113 口。考虑建井周期及气驱地面建设等因素,设计3 年完成建产,4 年完成全部转驱工作。采油强度预测法和产量递减预测法两种方法预测新井第一年日产油8.0 t。采用同步注气开发,数值模拟预测第一年递减率为12%,第二年为10%,第三年为8%,后期逐年递减减缓。

截至2020 年2 月,E3s13段共有完钻共69 口,其中采油井66 口,注气井3 口。采油井开井40 口,日产油188.5 t,综合含水46.8%,采油速度0.68%。双229 块采取“直井+分层分质体积压裂+注气补能”的效益建产新模式,实现了深层低渗油藏的效益开发和储量有效动用,数值预测采收率可到21%,预计税后内部收益率8.19%,投资回收期8.58 a。

1)深层低渗油藏由于资源品质更差,投资成本更高,传统“直井+常规压裂+注水补能”开发模式不能满足有效开发需求,本文基于体积压裂改造建立的超深层特低渗油藏“直井+分层分质体积压裂+注气补能”新模式,解决了低渗油藏储量动用规模小、单井产量低等难题,对同类型油藏具有指导意义。

2)“直井+分层分质体积压裂+注气补能”开发模式适用于纵向含油井段长、油层层数多、地层倾角大、注水开发难以建立有效驱替系统的低渗-特低渗油藏。

3)低渗油藏已经成为当前和未来油田产能建设的主要对象,该类油藏能否实现经济有效开发,直接关系到油田经济效益与可持续发展。应围绕影响效益建产的难点,地质-油藏-工程一体化攻关,依托压裂技术升级,补能方式的多元化,不断创新开发模式。

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