致密油勘探开发中储层压裂改造技术进展

致密油勘探开发中储层压裂改造技术进展

近年来，北美国的致密油主要开发，其中巴库森致密油和埃尔霍夫致密油最为具代表性。致密油藏是世界上非常常见的石油资源开发领域。我国致密油分布广泛,资源丰富,在鄂尔多斯、准噶尔、四川、松辽和渤海湾等盆地均有发现。我国已探明的致密油藏面积为15×104km2,主要盆地致密油地质资源总量为(106.7~111.5)×108t。目前,国内第一个工业化生产的成熟致密油区已在鄂尔多斯盆地率先建成,这标志着中国致密油开发的成功起步。但是我国致密油开发技术与国外先进水平相差较远,如在对致密油储层的增产改造机理、储层改造方式和现场施工经验等方面还处于探索研究阶段。本次研究着重分析致密油开采的难点,梳理致密油勘探开发中储层压裂改造的关键技术,拟为以后致密油增产工作提供理论参考。1致密油压裂储层技术邹才能、林森虎等人将致密油定义为,以吸附或游离状态赋存于富有机质且渗透率极低的暗色页岩、泥质粉砂岩或砂岩夹层系统中的自生自储、连续分布的石油聚集。页岩生成的油气除部分排出并运移至砂岩或碳酸盐岩等渗透性岩石中形成常规油气藏外,其余大量在“原地”滞留,以游离烃和吸附烃形式赋存于纳米级孔隙或微裂缝中,形成可供商业开采的致密油(气)。致密油属于非常规石油资源,储层特征较特殊,因此致密油在开发过程中的流体流动机理、压裂储层改造原理和相应的储层改造技术等方面与常规油藏开发有所不同。以下为致密油压裂技术中涉及到的各项主要储层特征因素:(1)孔隙度较低,渗透性极低,需要通过有效压裂改造形成复杂的缝网,提高致密油的可流动性;(2)有机碳含量越高,成熟度越大,增产有效期越长;(3)致密油油质轻,有利于致密油藏开发;(4)油藏“甜点”区域天然裂缝已发育,如Bakken油区大部分的油井都钻遇了天然裂缝,天然裂缝是致密油压裂过程中的突破点,既为形成裂缝网络创造有利条件,也为致密油流动形成重要通道;(5)致密储层岩石脆性矿物含量越高(一般在35%以上),脆性系数越高,这种特点有利于致密储层在压裂过程产生剪切滑移,是致密储层形成大规模复杂缝网的前提。2致密油压裂的重建困难2.1致密油气藏储层裂缝发育经典压裂理论的前提条件是,首先假设压裂人工裂缝起裂为张开型,且沿井筒射孔层段形成的双翼对称裂缝。然近年来,不少研究者已经认识到起裂模型存在复杂缝网的起裂和延伸形态。针对致密储层基质渗透率极低的特点,认为一般常规压裂改造方式形成的单一裂缝很难获得更好的增产效果,实现致密油藏高效开发的重要前提就是在目标层形成复杂的裂缝网络。致密储层天然裂缝及层理发育是形成复杂裂缝的重要因素。在现场压裂施工过程中,优化注液排量,优选液体黏度,确保缝内静压力满足裂缝开启条件,当压力大于岩石抗张强度后形成张性裂缝,同时由于充填脆性岩石矿物的天然裂缝在有效应力超过抗剪强度时,天然裂缝也会继续延伸形成复杂的裂缝网络。目前我国对缝网压裂的机理研究还不够成熟,不能准确地对裂缝网络起裂和延伸进行数值分析,更多的是依赖微地震监测结果定性地判断裂缝网络的大致方位、尺寸和间距等参数,对后续的压后产能评估、经济评价以及施工优化设计等产生一定的影响。2.2致密油改造层的特点水平井分段压裂是目前经过现场验证的致密油藏最为有效和成功的压裂技术,通过多级主裂缝及其延伸的缝网,尽可能与渗透率极低的致密储层充分接触,扩大改造体积。但采用水平井分段压裂技术所面临的问题也较为突出:(1)水平井距离传输较远,需要有效地控制支撑剂的沉降速度;(2)需要可靠的封隔器或桥塞实现不同改造位置的有效封隔;(3)近井区域裂缝扭曲和形态复杂,使得泵注压力大,继续延伸困难,并且限制砂浓度提高,压后导流能力有限。一般致密油改造层段多,液体和支撑剂用量大,施工时间长,特别是在同步压裂、重复压裂时,对设备及人员技术水平、协作能力等主观条件要求较高。致密储层“甜点”区域自然裂缝已发育,油藏为“自生自储”,富含有机质,同时每个油藏储层又有其独特性。Barnett储层的SiO2含量高,杨氏模量较高,具有均匀且较低的水平应力,水力裂缝与天然裂缝垂直相交,能够形成更复杂的网络裂缝系统。EagleFord储层岩性为富含有机质的钙质泥岩和灰岩,非均质性强,矿物物性变化较大,因此不同的地区须进行有针对性的储层改造,以上这些特点也给开发带来了一定的困难和风险。2.3压裂结晶技术无论是在致密油开发,还是在常规石油资源开发的压裂过程中,压裂液及其性能都是影响压裂最终效果的关键因素。早期致密储层开发借鉴页岩气开发经验,选用滑溜水作为压裂液。清水压裂机理与常规加砂压裂机理有较大的区别。清水压裂满足剪切破裂准则,地层发生剪切破裂后,两个粗糙缝面在剪应力作用下发生剪切滑移,剪切加宽的裂缝使渗透率得到保持。清水压裂形成的剪切裂缝导流能力低,该技术在低渗透储层、高强度岩石储层、低闭合应力储层等能取得更好的压裂增产效果。然而,微地震研究表明:清水压裂能形成长裂缝,但是支撑裂缝的有效长度会随着支撑剂的浓度和铺置的有效性发生较大变化,清水压裂中不使用支撑剂会导致低的裂缝导流能力。目前,北美地区致密油开发更多采用混合压裂技术,用滑溜水造一定的缝长及缝宽后,继以聚合物压裂液携带20ue4d440目、40ue4d470目砂子从而产生较高导流能力的水力裂缝。我国在鄂尔多斯致密油藏也顺利进行了混合水压裂试验,取得了不错的效果,但是仍然处于攻关试验阶段,还需要深入研究影响混合水压裂改造效果的压裂排量、压裂液注入方式以及地质因素等。3致密油的钻井技术致密油开发的突破与“页岩气革命”的成功密不可分,致密油的开采与页岩气大致相似,致密油藏目前采用垂直井或水平井水力压裂的储层改造方式。因此,致密油的开发主要依赖钻井方式和储层改造两项关键技术。目前,美国、加拿大致密油开发多采用水平井钻井技术和多级分段压裂。以巴肯致密油油藏为例,钻井方式从常规垂直钻井阶段到水平井阶段,现已发展为单支、多支和鱼骨状等形式。致密油藏的储层物性差,自然产能和渗透率较低。这决定了致密油藏采用常规压裂形成单一裂缝的增产改造措施难以实现其商业价值,因此必须研究探索新型的压裂改造技术。3.1储层覆岩压裂井眼电导裂段内部分压裂多级压裂(Multi-StageFracturing)一般是采用封隔器配合滑套技术或水力射孔技术后分段进行压裂(图1)。因此,多级压裂能根据储层含油性特点对同一井眼不同位置针对性分段单独压裂。北美大部分的致密油井采用水平井多级压裂,如EagleFord致密储层成功采用20段分段压裂,使单井初始产量达到1590桶ue4d4d,作业方式为滑套完井和连续油管压裂,主要是压裂滑套封隔器分段压裂,水力喷射分段压裂,可钻式桥塞封隔器分段压裂等。3.2水利裂缝失效重复压裂(MultipleFracturing)是指经过水力压裂的油气井,在生产过程中由于油藏或工艺方面的原因可能导致水利裂缝失效,从而造成产量递减,必须进行第二次或更多次的压裂(图2)。如Bakken油田2000年至2004年相继部署了20口水平井,均采用射孔完井,通过放射性失踪测井发现,初次压裂后支撑剂未进入水平段的产层中,导致压裂后,增产不明显,因此,对未有支撑剂铺置的目标井进行重复压裂,压后不仅产量增加明显且稳产时间也有所提高。3.3裂缝强度和强度同步压裂(SimultaneousFracturing)指对2口或2口以上的配对井同时进行压裂,利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的程度和强度,最大限度地连通天然裂缝(图3)。2006年,美国Barnett页岩率先采用同步压裂技术。施工人员对两口水平段相距152~305m的水平井配对井之间进行同步压裂。2011年国内首次应用双水平井同步压裂技术,通过两口平行水平井进行同步压裂,使裂缝扩展中地应力相互干扰,形成复杂的缝网系统增大与储层的接触体积,提高单井产量。4致密油储层微观渗流与岩性力学性质的研究(1)加深对致密油孔隙结构及渗流特征的认识。一般致密油储层的平均孔隙度与常规低渗透层的平均孔隙度差距不大,但渗透率却差距较大。其原因主要是由于致密油储层特征,特别是孔隙结构特征与一般低渗透储层有着明显的差异,而这些差异将对致密油赋存规律、渗流机理、成藏模式等方面造成影响。因此,需要深入研究致密油储层孔隙结构特征,结合Navier-Stokes方程和孔隙渗流模型构建数字孔隙网络模型,通过孔隙网络模型来研究微观渗流。此外,还需要加强对致密油储层中矿物和微裂缝的识别研究,分析其对微观渗流的影响。(2)加强致密储层岩石力学特性及脆性评价研究。可压裂性质是指致密储层能够被有效压裂从而具有增产能力的性质,是致密储层开发中重要的评价参数,其影响因素包括天然裂缝、脆性指数、成岩作用和石英含量等。因此,需要加强致密储层可压裂性的评估分析,尤其是在致密储层的脆性特征对裂缝形态的影响、压裂形成缝网的条件、裂缝延伸机理等方面开展研究工作,通过对比不同致密储层的可压裂性大小,优选适应的压裂工艺。(3)促进压裂施工材料研制及改进。针对不同的致密储层条件和改造目标,研制、改进和优选适合的压裂液体系就显得尤为重要。压裂液残渣量越大,对储层造成的伤害程度越大。目前常通过降低压裂液中稠化剂浓度的方法达到降低压裂液残渣量的目的,但是这会减弱压裂液的交联强度、耐剪切性和耐温性。开发以有机硼交联的低浓度改性瓜胶压裂液新体系,在较低稠化剂浓度0.2%的情况下形成稳定的交联网状结构,以降低对储层的损害。5致密油储层改造的必要