大王北油田多薄层暂堵压裂技术研究与应用
Research and Application of Temporary Plugging Fracturing Technology for Multi Thin Layer Reservoir in Dawangbei Oilfield
DOI: 10.12677/AG.2021.1111136, PDF, HTML, XML, 下载: 109  浏览: 168 
作者: 张群双:捷贝通石油技术集团股份有限公司,四川 成都
关键词: 多薄层低渗透储藏转向压裂重复压裂暂堵剂Multi Thin Layer Low Permeability Reservoir Divert Fracturing Refracturing Temporary Plugging Agent
摘要: 被称作“千层饼”的多薄层低渗透油气藏,压裂改造难度很大。为了实现常规油气产能的顺利接替,多薄层储层的有效开发,对大王北油田应用的压裂工艺技术进行了对比分析,优选了多薄层暂堵压裂技术。从暂堵材料优选、技术参数优化等方面进行研究,形成了针对性的暂堵压裂方案,特别是建立了层间暂堵和缝内暂堵堵剂用量计算模型和优化图版,应用于现场,升压明显,增产显著,对比邻井日增产达2倍。表明暂堵压裂对于多薄层储层具有适应性,通过匹配针对性的暂堵压裂方案,可以有效实现增储上产的目的。
Abstract: It is very difficult to fracture the multi thin layer of low permeability oil and gas reservoir, called “thousand layer cake”. In order to realize the smooth replacement of conventional oil and gas production capacity and the effective development of multi thin layer reservoir, the fracturing technology applied in Dawangbei oilfield is compared and analyzed, then the multi thin layer temporary plugging fracturing technology is optimized. Through the research on the optimization of temporary plugging materials and technical parameters, a targeted temporary plugging fracturing scheme is formed. In particular, the calculation model and optimization chart of the amount of temporary plugging agent between layers and in fractures are established. When applied to the field, the pressure rise is obvious and the production increase is significant. Compared with the adjacent wells, the daily production increase is up to twice. It shows that the temporary plugging fracturing has adaptability for multi thin layer reservoirs. By matching the targeted temporary plugging fracturing scheme, the purpose of increasing reserves and production can be effectively realized.
文章引用:张群双. 大王北油田多薄层暂堵压裂技术研究与应用[J]. 地球科学前沿, 2021, 11(11): 1407-1415. https://doi.org/10.12677/AG.2021.1111136

1. 引言

随着油田开发进入中后期,多薄层低渗透油气藏作为产量接替领域得到重视开发 [1]。目前在多薄层油气藏领域,国内外已经发展了多套压裂工艺技术。按照分层工艺分,主要有多级封隔器分层压裂 [2]、暂堵球分层压裂 [3]、液体胶塞分层压裂 [4]、填砂分层压裂、水力喷射分层压裂、桥塞分层压裂等;按照裂缝扩展特点分类,主要有控缝高压裂技术、穿层压裂技术 [5]、体积压裂技术等。这些工艺技术都有其适应性。如:多级封隔器分压对于深井、高温井工程风险大,暂堵球分压转向效果差,液体胶塞分压易造成储层伤害 [6],填砂分层压裂施工周期长 [7],水力喷射压裂不适用于套管抗内压强度低的井。

针对多薄层储层,需要优选出更有适应性和针对性的压裂改造工艺。笔者通过对胜利油田大王北油田多薄层储层进行分析评价,提出了多薄层暂堵压裂工艺技术,因为暂堵压裂工艺具备多项技术优势,如分层灵活,可与机械封隔器、填砂、桥塞等分层工艺进行复配;适应性广,可应用于直井、水平井、深井、高温井、套变井等各种井型;施工工艺简单、增产效果明显等。

2. 大王北油田多薄层储层分析评价

2.1. 大王北油田多薄层储层特点

大王北油田地理位置位于山东省东营市河口区境内,构造上位于渤海湾盆地济阳坳陷车镇凹陷,处于下降盘,是一个被断层复杂化的鼻状构造一岩性大型低渗透稀油油藏。其中大王北大37断块为主力区块,含油面积17.7平方公里,储量1738万吨 [8]。

大37断块滨、浅湖沉积,主力含油层系为沙河街组沙二段,顶面埋深2600~2800米,厚度300~400 m。储层岩性为灰色粉细砂岩与灰色泥岩不等厚互层,有效孔隙度主要分布在15%~20%,渗透率主要分布在1.0~51.3 × 10−3 um2之间,孔喉较小,连通性较差,非均质性强。纵向上被划分为7个砂层组44个小层63个砂体,平均单井钻遇砂体34个,单砂体厚度一般1.2~4.6 m,最厚的为13.7 m,最薄的仅0.6 m,是典型的多薄层发育的“千层饼”低渗透油田 [9]。平面上断裂系统发育,内部被10多条断层切割成“棋盘状”小断块,砂体展布主要呈北西–南东向,形态主要为席装、条带状,少数呈孤立的土豆状,砂体控制储量大小不一,没有明显的油水界面,油水关系复杂,注采配套难。如图1

Figure 1. Reservoir profile of well DB15-3 and well DB5-13 of block D37 in Dawangbei Oilfield

图1. 大王北油田大37块过大北15-3井——大北5-13井的油藏剖面图

该断块为常温常压系统。脆性矿物组分较高,粘土矿物以伊/蒙间层和伊利石为主,储层敏感性为中等偏弱水敏、无速敏、偏弱盐敏、弱碱敏和无酸敏。最小主应力范围为50~65 MPa,最大主应力方位为北东东向,平均54 MPa。

2.2. 多薄层储层压裂改造难点及对策

大王北油田多为老井、斜井、储层埋藏较深、跨度较大、多薄层发育、部分井层出砂。初期开发因层优、地层能量较好,压裂取得较好效果,后随着井层品质下降,层间非均质性强,注水对应差,井间矛盾突出,均匀充分改造难,压裂效果变差,其主要改造难点如下。

1) 储层跨度大、多薄层发育,机械分层压裂实施难,笼统压裂非主力层动用差。

2) 深井、高温井、套变井、出砂井等机械分层工程风险大。

3) 薄层发育,层间应力差值小,缝高控制难,易形成无效支撑。

4) 断裂系统发育,砂体控制储量大小不一,油水关系复杂,注采对应难,能量补充差。

针对目标工区改造难点问题,笔者就目前在该类储层上应用的暂堵压裂技术进行了优化改进,一是通过建立层间暂堵和缝内暂堵堵剂用量计算模型和优化图版,弥补了技术参数推演依据不足、优化不合理的问题,二是通过暂堵机理的推论,优化了现场不同粒径暂堵剂的投放顺序,并在现场进行了应用推广。

3. 多薄层暂堵压裂技术

3.1. 多薄层针对性暂堵压裂方案

针对大王北油田不同井层特点,可针对性地实施暂堵压裂工艺:

1) 针对跨度较大的储层,实施“封隔器 + 暂堵” [10]、“填砂 + 暂堵”和“桥塞 + 暂堵”等复合工艺,灵活分层压裂;

2) 对于部分薄层分布相对零散的储层,实施中“低排量控缝高压裂 + 层间暂堵分压多层” [11];

3) 对于部分薄层分布相对集中的薄互层储层,实施“高排量穿层压裂 + 缝内暂堵造复杂缝” [5];

4) 针对厚薄层发育的储层,厚层实施缝内暂堵,提高裂缝复杂程度;薄层实施层间暂堵,提高储层纵向动用率;

5) 针对重复压裂井层,实施“大规模 + 多级缝内暂堵”工艺,充分挖潜平面剩余油;

6) 针对已充分改造层或中高含水层,实施“前期暂堵转向”,避免过度压裂改造。

3.2. 多薄层暂堵压裂技术优化

暂堵压裂技术是在压裂过程中,加入可降解材料,在缝口或缝内形成致密暂堵体,阻止先压裂缝在原来方向上进一步扩展,并开启新的裂缝,从而实现多缝或复杂缝的改造目的。其核心环节是“封堵”与“转向”,依据暂堵体形成位置不同分为层间暂堵(缝口)和缝内暂堵(缝内)。

3.2.1. 暂堵材料优选

由于水溶性磺酸盐类暂堵剂在封堵率、降解率以及抗压强度等方面性能优异,且现场试验井应用效果良好,故优选了HHTP-90A (20/60目粉末)、HHTP-90B (1~3 mm颗粒)、HHTP-90C (8 mm, 13 mm, 15 mm)系列堵剂材料。

3.2.2. 技术参数优化

层间暂堵有单投暂堵剂和暂堵球+暂堵剂复合暂堵两种形式,后者暂堵效率更高。缝内暂堵只单投暂堵剂,不投暂堵球。

暂堵球的层间封堵方式可以分为射孔孔眼内封堵和射孔孔眼口封堵两种。暂堵球尺寸选择与射孔孔径相关。大王北油田射孔多采用89枪89弹,其射孔孔径在10.6 mm左右,考虑到该油田多为斜井,射孔枪偏心,射孔孔径存在大小不均的情况 [12]。如图2

Figure 2. Diagram of off-center perforating gun

图2. 射孔枪偏心示意图

根据大王北油田多薄层地应力解释结果,优化暂堵球技术参数。层间应力差 > 2 MPa时,小层开启顺序比较明确,可以选择孔眼口封堵,大球组合的方式;层间应力差 ≤ 2 MPa时,小层开启顺序不好预判,可以选择孔眼内封堵,投小球的方式。具体优化方案,如表1

Table 1. Optimization table of size of temporary plugging ball

表1. 暂堵球尺寸优化方案表

暂堵剂封堵机理,国内外有关学者进行了很多研究,建立了单颗粒架桥理论、多颗粒的架桥理论、三分之二架桥理论、D90理论等 [13]。研究表明,较大范围的颗粒尺寸分布,有利于获得更多颗粒尺寸组合,封堵大范围的裂缝宽度,但是只有合适尺寸的颗粒才能产生稳定的架桥,颗粒状材料的浓度不会明显影响桥堵的承压能力,但会增加桥堵形成的可能性。

由于封堵位置差异,层间暂堵主要考虑的是缝口的缝宽,即最大动态缝宽,而缝内暂堵主要考虑的是裂缝内部缝宽,即平均动态缝宽。通过裂缝模拟,大王北油田多薄层储层裂缝模拟最大动态缝宽约为6~7 mm,平均动态缝宽约为4~5 mm。对照不同缝宽条件下的堵剂粒径匹配关系图版可知,如图3,优选堵剂粒径范围为1~6 mm,其中有两个主要粒径中值,分别为1 mm和3 mm。因此,针对大王北油田优选HHTP-90A (20/60目粉末)、HHTP-90B (1~3 mm颗粒),且层间暂堵推荐配比为HHTP-120A:HHTP-120B = 1:2,缝内暂堵推荐配比为HHTP-120A:HHTP-120B = 1:1。

Figure 3. Relationship among of particle size, concentration of plugging agent and dynamic fracture width

图3. 堵剂粒径、浓度与动态缝宽关系图

为了优化堵剂用量,分别建立层间暂堵和缝内暂堵计算模型,如图4图5,并通过公式计算得到用量优化模板,如图6图7

Figure 4. Calculation model of temporary plugging agent of interlayer

图4. 层间暂堵剂计算模型

Figure 5. Calculation model of temporary plugging agent in fracture

图5. 缝内暂堵剂计算模型

Figure 6. Chart of temporary plugging agent at seam under different dynamic fracture parameters

图6. 不同动态裂缝参数下的层间暂堵剂用量图版

Figure 7. Chart of temporary plugging agent in fracture under different dynamic fracture parameters

图7. 不同动态裂缝参数下的缝内暂堵剂用量图版

计算公式:

G = ( 2 × H × W × D ) × ρ × ( 1 + q ) × ( 1 + k ) (1)

其中:G为暂堵剂质量,kg;H为动态缝高,m;W为动态缝宽,mm;D为滤饼厚度,cm;ρ为暂堵剂视密度,g/cm3;q为嵌入裂缝比例,%;k为附加比例,%。

因层间暂堵HHTP-120A:HHTP-120B = 1:2,大粒径堵剂占比相对较大,嵌入裂缝比例较小,故D取值10 cm,q取值10%,k取值20%。缝内暂堵HHTP-120A:HHTP-120B = 1:1,大粒径堵剂占比相对较小,嵌入裂缝比例较大,故D取值10 cm,q取值15%,k取值50%。

3.2.3. 现场操作流程优化

按照暂堵理论,颗粒暂堵剂需要经历架桥、填充和密封三个过程,才能形成有效封堵 [14]。这就对应着大、中、小三种粒径的暂堵剂的应用,大粒径暂堵剂架桥,中粒径暂堵剂填充,小粒径暂堵剂(粉末)密封。因此,现场操作流程应为:先投入大粒径暂堵剂,再投入小粒径暂堵剂。

4. 现场应用效果

在大王北油田应用多薄层暂堵压裂技术10多口井。经统计,压裂井段2800~3600 m,射孔厚度14.7~33.3 m,跨度36.0~337.5 m,小层数3~16个,采用机械封隔器 + 暂堵分层复合工艺,封隔器最多2级,以暂堵分层为主,单井压裂3~5级。缝内暂堵和层间暂堵相结合,平面上造复杂缝,纵向上分多层,从而实现立体改造,暂堵压裂后,平均升压3 MPa以上,对比邻井常规压裂增产倍数高出2倍。见图8表2

Table 2. Optimization table of size of temporary plugging ball

表2. 暂堵球尺寸优化方案表

Figure 8. Fracturing curve and pressure rise after temporary plugging in DBXX well

图8. DBXX井压裂施工曲线及暂堵升压情况

5. 结论

1) 多薄层储层机械分层压裂实施难,笼统压裂非主力层动用差,可以优选暂堵压裂技术,针对不同井层特点,采取不同的暂堵压裂工艺,如厚层缝内暂堵造复杂缝、多薄层层间暂堵分层、重复压裂多级缝内暂堵等,从而实现多薄层储层的有效改造。

) 针对层间应力差 ≤ 2 MPa的多薄层,小层开启顺序不好预判,可以优化应用小尺寸暂堵球,实施射孔孔眼内封堵,提高封堵效率,从而实现有效转层。

3) 较大范围的颗粒尺寸分布,有利于获得更多颗粒尺寸组合,封堵大范围的裂缝宽度,对于大王北油田,推荐应用HHTP-90A (20/60目粉末)和HHTP-90B (1~3 mm颗粒)。

4) 通过建立层间暂堵和缝内暂堵计算模型,推出计算公式,可以得到堵剂用量优化模板,对于10~15 m的裂缝缝高,堵剂用量优化范围在200~360 kg。

5) 大王北油田多薄层应用暂堵压裂技术结果表明,技术可行,升压明显,增产有效,对比邻井增产倍数可提高2倍。

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