东胜气田锦30井区水平井密切割多簇体积压裂技术

2022-08-06梁志彬

石油地质与工程 2022年4期

梁志彬

(中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006)

东胜气田锦30井区是中国石化华北油气分公司上产重要接替区，位于鄂尔多斯市新召地区，区内发育一组近东西走向的三眼井断裂带，天然裂缝较为发育。锦30井区主要开发层位为上古生界盒1段，储层埋深3 500～3 900 m，盒1段主要为岩屑石英砂岩和石英砂岩。盒1段砂岩孔隙度主要为5.00%～18.20%，平均为8.32%，渗透率主要为0.20～3.99×10-3μm2，平均0.58×10-3μm2，属于强非均质性致密气藏。

锦30井区储层呈多心滩垂向叠置发育、横向交错发育，多心滩发育模式见图1。水平段易钻遇孔隙度和渗透率较低的储层，在启动压力梯度的影响下，泄气范围大幅降低，部分水平段甚至形成渗流阻隔带[1]。

图1 锦30井区多心滩发育模式

为了降低非均质气藏渗流阻隔带对气藏渗流的影响，采用密切割多簇体积压裂设计方法，缩小缝间距，增大穿透渗流阻隔带的几率。结合储层天然裂缝发育的特点，采用“低黏+高黏”混合水压裂技术大排量施工，利用低黏液体的强穿透性沟通天然裂缝，形成复杂缝网，大幅提高压裂改造体积及缝控储量。

1 启动压力测试

低渗气藏中气体渗流时存在启动压力梯度[2]，气体启动压差为气体克服毛细管压力，突破孔隙喉道处水膜的束缚，从静止到流动所需要的最小压力差。

影响启动压力梯度的因素很多，如岩心渗透率、束缚水饱和度和岩心的孔隙结构特征等都会对其产生明显的影响[3-5]。渗透率越低，启动压力梯度越大；束缚水饱和度越高，启动压力梯度越大；岩心越致密，启动压力梯度越大。启动压力梯度的存在，增大了强非均质性致密低渗气藏的开发难度。

为测定锦30井区启动压力梯度，采用“增水法”在地层束缚水饱和度条件下测试，新召东井区平均含水饱和度48%。启动压力梯度测试结果见表1。4块岩心在储层条件下的启动压力梯度为0.076 8～0.099 6 MPa/m，启动压力梯度与孔隙度和渗透率成负相关关系(图2、图3)，在5 MPa生产压差下，泄气半径为50～65 m[6-7]。

表1 岩心启动压力梯度测试结果

图2 岩心渗透率与启动压力梯度的关系

图3 岩心孔隙度与启动压力梯度的关系

2 缝间距优化

水平井水平段在钻遇低渗透率储层时，受启动压力梯度的影响，泄气范围大幅降低，形成渗流阻隔带，需要精细优化布缝位置及缝间距。

以锦30井区水平井J30-9-XX为例，该井水平段长为1 000 m，水平段显示段长581 m，水平段渗透率情况见表2，水平段渗透率低于0.100×10-3μm2的长度达到600 m。

表2 J30-9-XX井水平段渗透率解释情况

模拟1 000 m水平段情况下不同压裂段数裂缝扩展情况，计算压裂改造体积(SRV)。由模拟结果可以看出(图4)，当压裂改造段数为6段，压裂段长167 m时，压裂改造体积较小。随着压裂级数增加，压裂段长逐渐减小，压裂改造体积逐渐增长。压裂段数达到12段，压裂段长缩小至83 m以后，改造体积的增长逐渐变缓，当压裂段数达到14段后，压裂段长缩小至71 m，此时增大段数，压裂改造体积增加有限，裂缝间基本全部波及。由此可见，缩小压裂段长可以明显提高压裂改造体积，进而提高压裂改造效果，最优压裂改造段数为12～14段，压裂段长为71～83 m。

图4 不同压裂段数与改造体积关系

在渗透率较低的水平段，存在启动压力，泄气半径大幅降低。渗透率小于0.1×10-3μm2时，5 MPa生产压差下泄气半径仅25 m左右，因此需要开展段内多簇射孔，以保证水平段长方向充分改造，实现水平段储量充分动用。根据压裂段长优化结果，单段射孔2～3簇，簇间距15～25 m。

3 射孔参数优化

计算不同簇间距下诱导应力对应的破裂压力增加值显示(图5)，随簇间距增大，诱导应力对破裂压力增加值影响急剧减小，当簇间距为15～25 m时，破裂压力增加值为1.5～4.0 MPa。

图5 不同簇间距与破裂压力增加值

射孔参数优化主要依据极限限流压裂理论[8-9]，通过计算不同射孔参数下在不同排量下的孔眼摩阻(表3)，实现多簇压裂簇间均衡改造。

表3 不同施工排量及孔眼数下的孔眼摩阻与孔径比 MPa/10 mm

根据计算，排量为8～12 m3/min及孔径10 mm条件下，单段总孔数为20～30孔可以达到孔眼摩阻4.4～14.4 MPa，达到限流效应，实现多簇射孔均匀起裂的目的。优化后的射孔参数：单段2簇，孔密度16孔/m，单簇1 m，施工排量8～10 m3/min；单段3簇：孔密度10孔/m，单簇1 m，施工排量10～12 m3/min。

4 压裂参数优化

锦30井区主要目的层盒1储层物性参数如表4所示。

表4 锦30井区储层物性参数

结合锦30井区储层条件，计算得到盒1储层砂体厚度分别为5 m和15 m下的裂缝导流能力与累计产量的关系[10](图6)，裂缝导流能力大于30 μm2·cm后，累计产量增加变缓，因此优化裂缝导流能力为30 μm2·cm。

图6 盒1储层裂缝导流能力对单井累计产量的影响

模拟裂缝导流能力为30 μm2·cm的不同裂缝长度下累计产量变化(图7)可以看出，单井产量随裂缝长度增加而增加。当裂缝长度大于200 m时，产量增加逐渐减缓，因此，优化裂缝长度为200～250 m[10-14]。

图7 支撑裂缝长度与累计产量关系

模拟不同加砂规模下支撑裂缝半长的变化(图8)，单段加砂规模大于60 m3时，支撑裂缝半长增加变缓。因此，优化单段(单簇)加砂规模为50～60 m3，单段(2簇)加砂规模为80～90 m3，单段(3簇)加砂规模为110～120 m3。

图8 加砂规模与支撑裂缝半长关系

5 现场应用

东胜气田锦30井区水平井采用多簇混合水体积压裂技术，6口水平井平均钻遇水平段长度952.5 m，平均钻遇砂岩长度841.5 m，平均单井压裂9.3段18.3簇(根据水平段实钻情况，部分段采用段内2～3簇射孔，部分段采用单簇射孔)，两向水平应力差为7～8 MPa，采用大排量施工提高缝内净压力，利用混合水压裂低黏液体的强穿透性沟通天然裂缝，形成较为复杂的裂缝网络。单井平均液量为7 868.5 m3，单井平均加砂量775.2 m3，压后平均日产气量5.7×104m3，是邻井常规压裂工艺的2.5倍，效果良好。