陸相頁巖氣水平井壓裂分簇參數優化及應用
——以延長探區山西組陸相頁巖為例

賀 沛,吳金橋,劉安邦,張鋒三,李 珮,郭 慶,羅 攀,張 磊

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院,西安 710065)

0 引言

中國頁巖資源分布于海相、陸相和海陸過渡相頁巖中,可采資源量達到25.08×1012m3,其中陸相頁巖氣可采資源潛力為7.9×1012m3,占頁巖氣總可采資源量的31.5%[1-2]。陸相頁巖除川西坳陷外,主要發育在鄂爾多斯盆地。自2008年起延長石油對所屬探區陸相頁巖開始勘探開發,2011年探區內柳評177井成功壓裂并點火試氣,成為中國第1口陸相頁巖氣井[3],2012年建立延長石油延安國家級陸相頁巖氣示范區。2014年起,探區內開發層位由中生界延長組轉為古生界山西組,開發井型由直井轉變為水平井,借鑒目前“水平井+分段壓裂”開發技術,產量得到一定突破,但高產井少,實現經濟開采難度大。

水平井分段壓裂技術中,分段分簇參數設計是影響儲層改造體積的關鍵,過大或過小的簇間距均會降低壓裂效率[4-6]。北美2009年提出減少簇間距提高采收率的方法,Alcloser認為,多簇大規模壓裂“打碎”井筒周圍的巖石是壓裂未來的發展方向;2012年減小簇間距和段間距設計的多簇壓裂技術開始在國外推廣[7],2017年簇間距從20.0 m縮小到4.6 m[8]。2017年以來,我國四川盆地頁巖氣加快多簇壓裂試驗,長寧頁巖氣區塊水平井段內最大簇數由3簇增加至8簇[9]。相比于北美頁巖氣開發和四川盆地海相頁巖研究,鄂爾多斯盆地陸相頁巖研究起步晚,海陸相頁巖差異大,技術借鑒存在一定壁壘[10]。該文針對陸相頁巖儲層非均質特征,對延長探區東部延川地區山西組頁巖儲層,開展了水平井差異化分簇參數優化,模擬不同壓裂簇間距及射孔數量對裂縫擴展的影響,優化形成了不同類型儲層壓裂工藝參數,并在現場試驗中取得良好效果。

1 儲層地質特征

延長探區陸相頁巖主要位于鄂爾多斯盆地東南部,古生界山西組山1段泥頁巖為淺湖環境下的三角洲前緣沉積,巖性主要為深灰-灰黑色泥頁巖、粉砂巖及中細砂巖,發育水平層理、平行層理和脈狀層理。山1段陸相頁巖埋深2 400～2 600 m,段累積厚度為30～75 m,孔隙度為0.4%～1.5%,滲透率為(0.007～0.242)×10-3μm2,平均脆性礦物含量為41.9%,以石英和長石為主;平均黏土礦物含量為52.6%,主要為高嶺石和伊利石[11-14]。地層壓力系數為(0.70～0.91) MPa/100 m,水平應力差為6～11 MPa。與國內外海相頁巖相比[15],山1陸相頁巖氣吸附氣比例高,黏土礦物含量高,熱演化程度低,地層壓力低,脆性礦物含量低,巖性縱、橫向變化快,非均質性強(見表1),儲層改造增產難度大。

2 差異化分簇設計

2.1 壓裂工程甜點優選

山西組陸相頁巖儲層物性變化快,常規分段分簇方式難以實現非均質儲層充分改造的要求[16]。為此考慮儲層品質(巖性、物性和電性指標)以及工程品質(楊氏模量、泊松比和可壓性指標)建立了儲層分級評價標準(見表2),綜合儲層地質評價和工程評價結果,優選水平段“壓裂工程甜點”,為水平井壓裂射孔位置選擇提供參考。根據篩選,Ⅰ類儲層主要為細砂巖,泥質含量約為20%,氣測顯示良好段;Ⅱ類儲層主要為泥頁巖夾薄層砂巖,是儲層含氣性差的層段;Ⅲ類儲層主要為純泥巖段,幾乎無空隙及滲透性,無氣測顯示。

表2 陸相頁巖氣水平井儲層分級評價標準Table 2 Reservoir classification and evaluation criteria for horizontal shale gas wells in continental shale gas

2.2 壓裂縫網擴展預測模型

建立全三維裂縫擴展預測模型,采用測井-錄井-巖石力學實驗相結合的方式對非均質儲層進行精細刻畫,利用數值模擬計算,實現了對壓裂縫網改造的儲層改造體積和支撐裂縫表面積的定量預測。主要步驟:1)根據導眼井錄井、測井數據及巖石力學測試結果校正,建立連續的縱向巖石力學及地應力剖面,表征儲層變化的垂向非均質性。根據水平井鉆井、錄井和測井等井筒信息,建立儲層連續橫向巖石力學及地應力剖面,表征儲層平面非均質性;2)根據鉆井數據及套管參數建立水平井鉆井和完井井筒模型;3)以裂縫導流能力試驗和壓裂液性能實驗為依據,獲取壓裂液及支撐劑性能參數;4)以壓裂施工數據為約束,采用三維有限元方法,實現人工裂縫的精細描述。壓裂模擬后,通過微地震機制反演,提取微地震監測數據,反演裂縫形態,通過數據擬合匹配,修正校準壓裂縫網模型。

YYP-4井是山西組陸相頁巖氣壓裂試驗井,該井垂深2 596.54 m,水平段長676 m,水平段主要在山西組山1段。壓裂施工8段24簇,單段液量為1 000～1 300 m3,單段砂量為55～75 m3,泵注排量為12～14 m3/min。以壓裂第5段為例,地層應力剖面及裂縫擴展形態如圖1和圖2所示,可以看出,山西組頁巖壓裂后裂縫更容易在儲層中下部擴展,儲層濾失作用不嚴重,施工結束后,波及的裂縫長度中有1/2可以實現有效支撐。對比裂縫正演和反演模擬數據(見表3),模擬裂縫波及的縫長與微地震反演縫長一致性較高,誤差為9.56%,縫高模擬和儲層改造體積計算誤差約為20%。整體來看,通過微地震反演的裂縫形態,校正該模型中地層參數,可靠性較高,可用于研究區壓裂參數分析。

圖1 YYP-4井垂向應力剖面與第5段裂縫擴展形態Fig.1 Vertical stress profile and fracture propagation of the fifth section in well YYP-4

圖2 YYP-4井第5段裂縫模擬與微地震監測俯視圖Fig.2 Comparison of fracture simulation and microseismic monitoring in the fifth section of well YYP-4

表3 YYP-4井模擬裂縫形態與監測數據對比Table 3 Comparison of simulated fracture pattern and monitoring data in well YYP-4

2.3 不同品質儲層壓裂分簇參數優化

2.3.1 簇間距優化

為保證裂縫均勻起裂,有效溝通儲層,壓裂分段時選擇巖性一致及應力差較小的地層作為同一段。針對山1段Ⅰ類儲層,利用上述方法建立模型,模擬不同簇數下裂縫擴展。在壓裂段80 m段長內等距離均勻布縫,設計簇間距分別為30 m,20 m,15 m,10 m和6 m,注入排量為14 m3/min,壓裂規模為1 200 m3,其他施工參數一致。不同簇間距優化對比方案見表4;同一段內不同簇間距下裂縫擴展俯視圖如圖3所示。

圖3 同一段內,不同簇間距下裂縫擴展俯視圖Fig.3 In the same section, the crack propagation under different cluster spacing

表4 不同簇間距優化對比方案Table 4 Different cluster spacing optimization schemes

由圖3可以看出,段內簇間距為30 m,20 m和15 m時,各條裂縫均能獨立擴展,裂縫間的相互影響很小;簇間距縮小到10 m時裂縫延伸不均勻;簇間距為6 m時,各裂縫的增長出現明顯差異,不是所有裂縫都能實現向儲層深部擴展。隨著簇間距的減小,縫長和縫寬呈現減小趨勢(如圖4所示),一方面是多簇分流,降低了單簇進液量,裂縫擴展波及范圍減小;另一方面是簇間距的減小,使裂縫之間的相互作用力增強,中間裂縫的擴展受到抑制,更偏向形成短而窄的裂縫。

圖4 不同簇間距下,裂縫形態變化Fig.4 Under different cluster spacing, crack morphology changes

支撐裂縫面積是有效反映裂縫與儲層的接觸情況以及滲流通道大小的直接參數,裂縫面積越大,儲層改造效果越好。不同簇數壓裂后,裂縫總面積變化如圖5所示,可以看出,壓裂簇數不是越多越好。對于Ⅰ類儲層而言,因儲層滲透性好,濾失性強,層理較發育,裂縫容易開啟。隨著簇數的增加,單簇進液量快速降低,縫內凈壓力降低,裂縫向地層延伸的能力減小,裂縫總面積降低。結合裂縫形態,認為Ⅰ類儲層需要合理增大布縫強度,提高油氣滲流通道,即段內4～7簇、簇間距為10～15 m時改造能力最大。

圖5 不同簇數下,裂縫總面積變化Fig.5 Under different number of clusters,the total area of cracks changes

采用相同的研究方法,對Ⅱ類和Ⅲ類儲層進行簇間距優化,結果如圖6所示?？梢钥闯?不論哪類儲層,簇間距過小,均會導致裂縫總面積減小,降低改造效果。同樣的壓裂簇數下,儲層性質越好,造縫性越強,通過增加簇數提高裂縫密度,擴大裂縫總面積的改造效果越顯著。綜合考慮儲層和產能成本因素,Ⅱ類儲層整體含氣性顯示低,需要盡可能釋放產能,其段內壓裂3～5簇、簇間距為15～20 m較好;Ⅲ類儲層采取精準布縫的改造方式,盡可能溝通井筒遠端地層裂縫,其段內壓裂2～3簇、簇間距為20～35 m較好。

圖6 不同類型儲層下,簇數對裂縫總面積的影響Fig.6 Under different quality of reservoirs, the influence of the number of clusters on the total area of cracks

2.3.2 射孔數量優化

增加壓裂簇數,提高裂縫密度有助于充分改造儲層,但多簇壓裂時中間裂縫容易受到抑制。為了減弱多簇壓裂導致的裂縫非均勻擴展,采用限流射孔的方式[17-19],降低孔數迫使壓裂液分流,改善段內各簇裂縫的進液量。根據上述簇間距模擬結果,對Ⅰ類儲層壓裂6簇(簇間距11 m),段內射孔數分別為8孔/簇、6孔/簇和4孔/簇的情況進行裂縫擴展模擬。模擬使用排量為14 m3/min,壓裂規模為1 200 m3,其他施工參數一致。

對比不同孔數下裂縫擴展情況(如圖7所示)和各條裂縫的進液量占比(如圖8所示),可以看出,隨著孔數減少,各裂縫的延伸更均勻,縫長趨于一致。8孔/簇時,外側裂縫與中間裂縫進液量占比差異最大達到38%,射孔數減少到4孔/簇時,中間裂縫的進液量明顯增加,各條裂縫的進液量差異減小到16%以內,進液量占比趨于均勻?？紤]孔數與孔眼摩阻的相關性,孔數降低會增大孔眼摩阻,提高地面設備的施工壓裂。因此,Ⅰ類儲層壓裂6簇時,優化孔數為6孔/簇。

圖7 不同射孔數下,裂縫擴展情況Fig.7 Under different number of perforations, the crack propagation situation

圖8 不同射孔數下,各射孔簇進液量占比Fig.8 Under different number of perforations, the percentage of liquid in each perforation cluster

3 現場應用及效果評估

通過上述壓裂模型和參數優化方法,采用一井一策的壓裂方式,2019年以來,針對山西組陸相頁巖氣開展了7井次壓裂施工,有3井次完成了試氣求產。以YYP5-1井為例,該井水平段長1 183 m,壓裂施工47簇,入地總液量為12 995 m3,支撐劑用量為649.5 m3,壓裂排量為12～14 m3/min,簇間距為19～26 m,進液強度為10.95 m3/m,平均砂比為8.8%。壓裂井中微地震測試顯示(如圖9所示),4～13段裂縫整體擴展不均勻向西翼延伸,僅第8段和第9段之間存在部分交叉重疊,前3段由于監測井位置原因,只反映部分裂縫形態。整體儲層改造比較理想,證明壓裂參數設計合理。該井試氣累積排液279天,返排率達26.4%,用“一點法”求產,平均產氣量為3.141 3×104m3/d,不產水,無阻流量為6.008 8×104m3/d。YYP4和YYP5這2口頁巖氣井無阻流量分別為6.331 0×104m3/d和5.786 1×104m3/d,較之前單井無阻流量增加3倍,更具開采價值。

圖9 YYP5-1井整體事件俯視圖Fig.9 Top view of the overall incident of well YYP5-1

4 結論和認識

1)基于微地震監測和壓裂施工數據,建立準確的壓裂模型,是有效預測裂縫擴展形態和儲層改造效果的基礎。

2)陸相頁巖儲層非均質性強,劃分儲層品質應一段一策,差異化分簇壓裂設計是提高儲層動用程度的有效方法。

3)多簇壓裂時,儲層品質越好,依靠增加簇數提高支撐裂縫總面積的效果越顯著,但簇數越多,裂縫的非均勻擴展越嚴重。限流壓裂可以有效改善多簇裂縫的非均勻擴展。

4)隨著“細分切割+縫控儲量”壓裂理念的發展,提高多簇裂縫擴展能力的暫堵轉向技術將成為多簇壓裂必需的配套工藝。目前暫堵轉向技術處于現場先導試驗階段,轉向機理和暫堵時機還不明確,下一步將對此方向進行研究。