鄂尔多斯盆地长c致密储层体积压裂工艺技术研究

鄂尔多斯盆地长c致密储层体积压裂工艺技术研究

非正式油和能源资源已成为世界能源结构的重要组成部分。美国、加拿大和澳大利亚等国家的油气、岩气和致密油正在商业开发中。其中，韦林斯顿盆地巴坎诺-巴坎诺系统的致密油快速发展和产量显著增加。在鄂尔多斯盆地以长C层为代表的致密油资源量大,分布稳定,是长庆油田实现5000×104t长期稳产战略目标的重要资源基础。但是长C等储层岩性致密、物性差,前期按照常规压裂思路开展了大量的研究与试验,累计压裂改造600余口井,其中仅有337口井获工业油流,平均单井试油产量小于6.0t/d,单井产量较低,提高单井产量面临巨大的挑战。体积压裂技术的成功运用,使得国外致密油、致密气获得成功开发,改变了世界能源格局,为长庆致密油开发提供了新的思路。2011年,在对比分析储层压裂地质特征的基础上,开展了致密油混合水压裂技术攻关试验,取得阶段性的成果,为致密油的有效动用提供了新的动力。1裂技术及储层存储特征混合水压裂技术主要经历了4个发展历程:上世纪80年代以清水压裂为主;上世纪90年代过渡为滑溜水压裂;本世纪初,发展成为混合水压裂;目前主要采用水平井多段+混合水压裂技术。其中混合水压裂技术主要针对天然裂缝发育、岩石脆性指数高的致密储层,通过采用“大液量、大砂量、高排量、低砂比”及滑溜水与冻胶交替注入,提高裂缝导流能力,开启天然裂缝并进行有效支撑,形成网状缝,扩大泄流体积。主要技术特点:(1)高排量,6.4~15.0m3/min;(2)大液量,1000~1500m3/段;(3)大支撑剂量,100~200t;(4)低黏压裂液,滑溜水或者滑溜水与线性胶或和交联液组合;(5)低支撑剂浓度,30~360kg/m3(0.2%~22%);(6)不同粒径支撑剂,20/40目和40/70目组合;(7)配套连续混配及连续输砂设备。2致密储层地质特征通过盆地长C层致密砂岩储层与国外致密油藏进行对比分析(见表1)[11,12,13,14,15,16],储层都具有源储共生、储层物性差(渗透率小于0.3mD)、岩石脆性指数较高等特征,其相似性表明盆地致密储层也具备开展混合水压裂的基本地质条件。同时通过地应力剖面分析表明,长C储隔层应力差4~6MPa,砂体厚度大,上下遮挡条件好,具备大规模体积压裂的条件。3直井混合压力损失检测试验3.1混合水压裂施工技术在对比北美Bakken致密油地质特征的基础上,结合长庆油田的致密油储层特征、设备能力、地面条件等,以体积压裂为理念,探索具有长庆特色的混合水压裂技术。主要采用大液量、大排量的施工参数,形成较大的缝内净压力;再通过滑溜水与冻胶的交替注入,其中低黏滑溜水注入有效沟通天然裂缝,形成裂缝网络,冻胶携砂注入,形成有效支撑;通过形成复杂的缝网系统,增加改造体积,提高单井产量。3.2优化设计方法的研究3.2.1储层改造体积由于地质条件存在差异性,将导致混合水压裂所形成的裂缝形态会有较大差异,在长庆致密油藏开展混合水压裂多数井将形成以主裂缝为主干的网络裂缝系统(见图1)。改造体积是混合水压裂工艺的重要目标参数,决定着混合水压裂的施工规模。整个储层改造体积裂缝总长与裂缝网络半长、裂缝宽度和裂缝间距之间的关系如下其中,2xf为总缝网长度,即主缝长;xn为缝网宽度;△xs为裂缝间距。储层改造体积=Lftotal×wf×hf。式中,pnet为净压力;σH为水平最大主应力;σh为水平最小主应力;θ为天然裂缝与水力裂缝夹角。当θ=90°时,pnet取得最大值σH-σh,盆地长7水平两向应力差为4~6MPa,则天然裂缝张开所需的最大缝内净压力为4~6MPa。3.2.3缝内净压力根据以上净压力优化结果,在室内计算排量与净压力之间的关系形成图版(见图2),从图版可以清晰地看出,采取6.0m3/min排量基本能够满足天然裂缝开启所需的净压力,但为了产生更多的横向分支缝,需进一步提高缝内净压力。因此在2011年的混合水压裂的试验中,以6.0m3/min为基础,逐步提高排量开展试验。3.2.4混合水压裂入地液量通过测试压裂净压力拟合分析(图3),得到混合水压裂平均液体效率为65%~75%,则所需入地液量为增产体积与液体效率的比值。长C层入地液量:600~800m3。3.2.5压裂体固体表面液体的应用规律低黏度压裂液流体黏滞力小、摩阻低、导压性能好,能更容易进入微裂缝,开启并沟通更多的天然裂缝,有利于提高改造体积SRV。因此,混合水压裂液体优选滑溜水+线性胶/交联冻胶复合型液体。并根据液体类型及其作用可分为以下3个阶段:第1阶段,滑溜水注入,主要作用是开启天然裂缝;第2阶段,基液注入,主要作用是扩大天然裂缝开启程度,提高主裂缝导流能力;第3阶段,交联冻胶注入,携带高浓度支撑剂,增加主缝近井地带导流能力。3.2.6油套同注方式比光套管注混合水压裂施工排量大,采用油套同注方式或光套管注入均可满足施工要求。但是由于长庆致密储层压力系数低,为了提高排液速度,选用了油套同注方式。与光套管注入相比,油套同注方式具有以下优势,一是施工过程容易控制,安全性能高;二是能够做到快速冲砂排液,减短压裂液在地层滞留时间;三是采用油管放喷排液效率高;四是能够携带井下压力计,为优化设计和压后分析提供准确的数据资料。3.3单井试验产量下降开展了“大液量、大砂量、高排量、小粒径支撑剂”的混合水压裂试验17口井,试验井试油产量大于15t/d的井有11口,占总井数的64.7%,试验井日平均试油产量19.4t,达到邻井2.2倍,投产初期平均单井日产油3.1t,平均单井日增油1.5t(见图4)。井下微地震监测表明,混合水压裂所形成的缝网是以主缝为主,分支缝为辅的裂缝系统,与常规加砂压裂相比,试验井改造体积明显增大,通过室内改造体积的计算,试验井改造体积增大了3~5倍(见图5)。4混合水压裂试验井效果(1)鄂尔多斯盆地致密储层天然裂缝较发育,岩石脆性指数较高,具备开展混合水压裂的地质条件。(2)通过现场开展“大液量、大排量、大砂量”的混合水压裂技术先导试验,有效增加了改造体积,达到了提高单井产量的目的。井下微地震监测表明,与常规加砂压裂相比,混合水压裂试验井改造体积增大3~5倍。(3)2011年,在长7等致密储层中开展了17口井混合水压裂试验井,增产效果显著。试验井中试油产量大于15t/d的井有11口,占总井数的64.7%,试验井平均试油产量19.4t/d,达到邻井2.2倍。(4)为了配合混合水压裂的实施,研发了适合于混合水压裂的低伤害易返排的表面活性胍胶压裂液体系,配套了现场施工技术,确保了试验的顺利进行。(5)混合水压裂技术虽然取得了初步认识,但是仍然处于攻关试验阶段,需要深入研究影响混合水压裂改造效果的关键地质因素,加强盆地长7等致密储层天然裂缝