渤海油田低滲儲層開采技術研究進展與展望

劉義剛

(1. 海洋油氣高效開發全國重點實驗室 北京 102209; 2. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

海上原油已經成為國內原油產量增長的主力軍,隨著海上油田勘探難度的加大,面臨在生產油田進一步提高采收率挑戰高、新探明儲量品質變差等新形勢[1-2],因此海上低滲油田成為了海洋油氣增儲上產的重要方向,海上低滲油田高效開采關鍵技術亟需攻關。陸地油田針對低滲油田已形成了以“加密井網、精細注水、壓裂開發”為代表的高效開發模式[3],并取得了良好效果。但相比陸地油田,渤海低滲油田高效開采主要存在以下難點:①開采投資更大、操作費用更高;②要實現經濟有效開采對單井的累產油要求更高;③注采井距較大難以克服啟動壓力梯度建立有效注采;④儲層改造施工能力偏低(排量<6 m3/min、連續輸砂能力<100 m3)、作業成本偏高、壓裂作業時效低。針對以上問題,2006年渤海低滲壓裂從渤中25-1油田開展先導試驗,2020年按照“先導試驗、擴大試驗、規模試驗、推廣應用”的發展思路,進一步加大技術攻關和試驗力度,尤其加強海上開采壓裂理論和方法、海上大型壓裂和體積改造、壓裂工具、高溫海水基壓裂液等技術攻關[4-5]。在開展先導試驗基礎上,在油田勘探開發全過程做好研究和集成,實現地質油藏、采油工程、工程技術等多專業一體化,形成一系列海上特色壓裂開采技術,促進海上低滲透油氣藏經濟有效開采。為進一步提升并促進渤海低滲油田開采技術的研究與發展,本文系統總結了渤海油田不同類低滲儲層的開采策略、研究成果及形成的實踐認識,并對渤海油田低滲儲層高效開采技術未來發展方向進行了展望。

1 渤海低滲儲層分類及開采策略

結合低滲分類行業標準[6],渤海低滲儲層分為3類(表1):20～50 mD為常規低滲、5～20 mD為低滲、<5 mD為特低滲。20～50 mD常規低滲儲層采用常規注水開采,生產后期適當規模壓裂增產;5～20 mD低滲儲層采用注水或注氣開采,實施大型壓裂改善產能;<5 mD特低滲儲層采用注水或注氣開采,實施區塊整體規模壓裂提高產能。

表1 渤海油田低滲分類標準及開采策略

1.1 20～50 mD常規低滲區塊

渤中34-2/4油田北中塊沙河街組油藏是渤海典型常規低滲區塊,為辮狀河三角洲沉積,平均埋深3 340 m,平均孔隙度12.0%,平均滲透率42.3 mD。油藏初期產能較高,后期由于含水率增高、長期注海水結垢等因素導致油井產能較低,年采油速度僅為0.5%。采用區塊整體壓裂,平均單井增油達30 t/d,驗證常規低滲儲層開發中后期采取整體適當規模壓裂增產是可行的。

1.2 5～20 mD低滲區塊

渤中25-1油田沙二段油藏是渤海典型低滲區塊,為辮狀河三角洲沉積,埋深超過3 300 m,初始壓力系數1.40～1.47,平均孔隙度14.5%,平均滲透率13.0 mD。該油田于2006年12月投產,采用不規則井網注水開發,注采井距370～560 m,初期有一定的自然產能,但遞減較快;2007年開展了定向井壓裂試驗,實踐表明,壓裂對該類儲層產能有一定改善作用,后期可通過注采同步壓裂或壓驅進一步提高采收率。

1.3 <5 mD特低滲區塊

渤中25-1油田沙三段是渤海典型特低滲區塊,為扇三角洲沉積,埋深超過3 400 m,初始壓力系數1.51～1.59,平均孔隙度13.6%,平均滲透率3.7 mD。2007年開展定向井壓裂,初期平均日產油34 t,但遞減快,累產油0.5×104t,總體效果不理想。2016年12月,2口多級壓裂試驗井投產,裂縫半長100～120 m,初期平均單井產油47 t/d,但遞減速度快,增產效果未達預期。

對不同類型低滲儲層開采實踐進行總結得出以下認識(表2):壓裂開采試驗井均具有一定的增產效果,壓后遞減速度快的主要原因為早期利用天然能量衰竭開發、個別井工作制度不合理,通過建立合理工作制度和及時補充地層能量能夠有效減緩壓裂井遞減[7]。

表2 渤海油田低滲儲層開采實踐認識

2 渤海低滲儲層壓裂開采技術成果及實踐認識

渤海低滲壓裂改造通過十余年的技術攻關及實踐,形成了針對不同儲層(常規低滲儲層、低滲/特低滲儲層、復雜巖性低滲儲層)壓裂技術系列成果及實踐認識。

2.1 常規低滲儲層壓裂技術成果及實踐認識

以渤中34-2/4油田沙河街為典型代表的渤海常規低滲儲層,相比淺層疏松砂巖油藏[8-9],常規低滲儲層物性較差、非均質較強,開采過程中不易實現長期高產穩產,采用多輪次常規增產措施效果并不理想。參考陸地油田經驗,實施整體壓裂改造是提高該類儲層整體開采效果的有效途徑。

2.1.1整體壓裂技術

為提高渤海常規低滲區塊整體產能與采收率,在渤中34-2/4油田沙河街組北中塊首次探索并應用了海上整體壓裂設計優化方法[10]。根據單井動、靜態資料識別壓裂地質、工程雙甜點,再考慮注采平衡、地應力場等因素開展壓裂地質耦合建模與裂縫參數整體優化,促進人工裂縫溝通高含油飽和度區域,實現區塊儲量最大程度的有效動用。同時為避免裂縫水竄、保證能量供給,形成壓后注水流線模擬技術以精細優化壓裂規模;研發人工隔層技術與控水陶粒強化層間控水與層內控水,有效降低控制壓后遞減率與含水率。

不同于陸地常規低滲油田儲層主要表現出的“高模量、高脆性”特征[11-13],受沉積、構造等因素影響,以渤中34-2/4油田沙河街組為典型的渤海常規低滲儲層整體表現出中低模量的特點,可形成大型拉伸裂縫,但縫長擴展偏弱、縫寬擴展較強。針對這一特點從整體上采用“大液量、大排量造縫,高強度、中砂比充填”的施工參數設計思路與多級加砂壓裂工藝[14],進一步提升了裂縫充填程度與壓裂增產效果。

2.1.2防砂卡精細分層壓裂技術

針對渤海中低模量儲層縱向層系多、縫高延伸受限的特點[15],為實現縱向多個層位充分改造,并有效避免管柱砂卡、提高時效,研發了耐高溫144 ℃一趟多層連續壓裂施工管柱與非旋轉一趟多層拖動壓裂施工管柱(表3)[16],耐溫達到140 ℃,單趟管柱施工層數提高至3層,分段間隔縮短至5 m,大幅降低砂卡概率、壓裂精細程度和時效顯著提升,單段施工周期最短降至1天。其中耐高溫144 ℃一趟多層連續壓裂管柱通過逐級投球打開滑套進行分層壓裂施工,通過耐高溫高回彈膠皮保障封隔器順利回收,從而避免砂卡;非旋轉一趟多層拖動壓裂施工管柱通過逐級填砂后上提進行分層壓裂施工,有效防止支撐劑在封隔器上部堆積,從而避免砂卡。

表3 防砂卡精細分層壓裂技術對比

2.1.3總體實施效果

渤中34-2/4油田沙河街組北中塊在2020—2022年對其9口井實施整體壓裂改造后平均單井壓后產能提高3.2倍(圖1),平均含水下降11%,壓裂產量占區塊總產量的80%。實踐證明,通過對渤海油田常規低滲儲層開展壓裂改造溝通橫向高含油飽和區域、提高儲層縱向動用程度可有效提高油井產能與采收率,從而提升油藏開采效果。

圖1 渤海油田常規低滲油藏壓裂實施效果對比

2.2 低滲/特低滲儲層壓裂技術成果及實踐認識

渤中25-1油田沙二段、沙三段與墾利16-1油田沙四段是渤海典型低滲/特低滲(1～20 mD)砂巖油藏,自然產能低、產量遞減快,常壓(壓力系數0.9～1.0)下平均產油量不足15 m3/d,難以滿足海上“少井高產”的開采需求[17],有必要開展大規模加砂壓裂/壓驅技術探索與實踐。

2.2.1復雜裂縫改造技術

渤海低滲/特低滲儲層整體表現出脆性特征[17],具有形成復雜裂縫潛力。為實現海上特低滲儲層體積改造,從天然裂縫識別、一體化可變黏壓裂液、海上大規模加砂等3個方面開展研究應用。

結合螞蟻體追蹤、巖心觀察、成像測井、小型壓裂壓降診斷形成天然裂縫定量評估技術,準確識別儲層天然裂縫發育程度、位置、傾角、開啟壓力,為復雜裂縫壓裂設計提供基礎。針對渤海低滲/特低滲儲層埋藏深、溫度高,應用常規高溫海水基瓜膠壓裂液殘渣多、易造成地層與裂縫傷害的問題,創新形成海水基高溫一體化可變黏壓裂液技術,前置液階段采用低黏體系促進形成復雜裂縫,攜砂液階段采用高黏體系保障攜砂,同時降低殘渣含量50%以上。針對海上壓裂時效要求高、作業空間受限的特點,創新實踐了“工程船+平臺”一體化作業模式、船載履帶式電動輸砂罐、船載海水基壓裂液連續混配裝置,形成海上大規模加砂施工技術。最高施工壓力85 MPa,最大施工排量7.5 m3/min,連續加砂能力100 m3,實現渤海單段壓裂“百方砂千方液”的施工規模。

2.2.2分層暫堵壓裂技術

針對渤海低滲/特低滲儲層井斜大、跨度大、薄互層發育的特征,開展了暫堵轉向與分層壓裂管柱的研究應用。建立長射孔段暫堵模型,對暫堵材料、暫堵級數、暫堵用量開展優化,形成渤海低滲/特低滲儲層暫堵轉向壓裂技術。通過同時加入暫堵球與暫堵劑,一方面提高孔眼封堵程度、提高小層間暫堵轉向效率[18];另一方面使部分暫堵劑進入裂縫,提高縫內凈壓力,從而促使人工裂縫向多個方向延伸。在此基礎上創新研制了與大斜度井暫堵轉向壓裂相匹配的橋塞一體化分層壓裂管柱,節省了單獨下入橋塞分層管柱所需時間,提高作業時效的同時進一步強化了薄互層改造效果。

2.2.3實施效果

低滲/特低滲儲層壓裂技術成果已累計現場實施8井次,平均單井日產油達到42～67 t。從渤海低滲/特低滲儲層壓裂實踐得出,增產倍數與滲透率存在一定相關性:物性越低,增產倍數越大。目前壓裂技術及規模下,低滲(5～20 mD)平均增產倍數2.2,特低滲(<5 mD)平均增產倍數3.7(圖2)。類比壓裂規模相當的陸地油田[19],低滲/特低滲儲層壓裂增產倍數為2.4～3.8倍,與渤海類似儲層壓裂實踐認識相一致。

圖2 渤海油田低滲/特低滲油藏壓裂實施效果對比

2.3 復雜巖性低滲儲層壓裂技術成果及實踐認識

渤海低滲儲層類型復雜,工藝匹配難度大,除常規低滲、低滲、特低滲砂巖油藏外,還存在火成巖侵入油藏、混積巖油藏、高泥質疏松砂巖油藏等復雜巖性儲層[20],面臨儲層改造難度大,經濟高效開采難等諸多挑戰。

2.3.1火成巖侵入油藏縫控壓裂技術

火成巖侵入油藏主要分布在渤中34-9油田東營組與沙河街組,受火成巖侵入影響,儲層砂體分布呈“蜂窩煤狀”,連通性復雜;受火成巖體烘烤效應影響,油藏鄰近火成巖區域物性明顯變差,表現出典型低滲特征,采用有機/無機解堵效果均不理想,有必要實施壓裂開采。

利用地震響應特征刻畫火成巖體,試井解釋判定邊界位置,建立模型繪制巖體分布等方式識別火成巖邊界位置,繪制巖體分布,探明火成巖侵入程度與范圍,為火成巖侵入儲層壓裂工藝優化奠定基礎。針對火成巖侵入儲層物性、連通性變差的問題,研究形成縫控壓裂技術:橫向通過大規模多級加砂的方式造長縫突破火成巖影響帶、連通孤立砂體,縱向通過暫堵轉向實現充分改造,已現場應用兩井次,其中渤中34-9油田A43井壓后增油近6倍,日產油量超百方。實踐證明,通過開展縫控壓裂可有效改善渤?；鸪蓭r侵入油藏的滲流能力與連通性,將井控儲量轉變為縫控儲量,從而明顯提高該類油藏開采效果。

2.3.2高泥質疏松砂巖差儲層水力噴射壓裂及防砂技術

高泥質疏松差儲層油藏主要分布在綏中36-1油田東二下段,該類油藏物性差、自然產能低,有必要實施壓裂開采。但同時面臨泥質含量高、裂縫延伸能力差、篩管完井不易實施分段精細改造、壓后容易出砂等問題,需要開展針對性的壓裂技術優化,提高壓裂改造效果。

針對高泥質疏松砂巖差儲層強塑性的力學性質與井筒不具備機械分層/段改造的特點。通過開展高泥質疏松砂巖水力射流物模實驗[21],優化水力噴射施工參數,形成高泥質疏松砂巖差儲層水力噴射壓裂技術(圖3),海上已成功應用1口井,增液倍比近8倍。

圖3 高泥質疏松砂巖差儲層水力噴射壓裂技術

根據高泥質疏松砂巖油藏壓后出砂風險研制了預充填篩管、小篩管充填及篩管補貼系列技術,針對不同井況采用不同壓后防砂方式,在近縫區域形成兼具高強度與高滲透率的擋砂屏障,目前已成功應用1井次,壓后增油3倍且保持長期穩定生產。

實踐證明,通過應用水力噴射壓裂及壓后防砂技術可有效解決渤海高泥質疏松砂巖油藏滲流能力差、措施后易出砂的問題,大幅提高單井產能,從而實現該類油藏的有效動用。

2.3.3混積巖儲層裂縫蝕孔酸化/酸壓技術

混積巖(砂巖、碳酸鹽巖)油藏主要集中在墾利16-1油田沙三段,該類油藏面臨儲層物性差、連通性復雜、縱向上巖性差異大、薄互層發育等問題[22],2022年共開展6井次常規酸化作業,解堵效果不理想,有必要實施酸壓技術探索與實踐。

結合混積巖油藏儲層特征,針對性研發了裂縫蝕孔酸液體系,該體系具有多級電離緩速和金屬離子螯合能力強的特點,可在混積巖中形成酸蝕蚓孔,有效改善地層滲流能力。在墾利16-1油田沙三段應用2井次,單井日增油可達20 t。在此基礎上,創新提出采用低黏滑溜酸激活天然裂縫、采用大排量和暫堵轉向工藝提高改造體積,形成適用于混積巖油藏的裂縫蝕孔酸壓改造技術。

2.3.4總體實施效果

渤海復雜巖性低滲儲層壓裂井壓后達到設計產能,平均增油倍比3.2倍并保持長期穩定生產,為該類油藏的后續高效開采提供了良好思路。

3 發展展望

渤海油田低滲儲層開采經過十余年的技術攻關與實踐已經取得了一定的突破與進展,但仍面臨部分技術難題,其中特低滲儲層能量補充困難、海上壓裂施工規模偏低、海上裂縫監測手段受限等技術難題亟待解決[14,23]。因此為進一步實現海上低滲儲量高效動用,需要從以下幾方面開展技術攻關:

1) 海上油田深層特低滲注氣開采和壓驅補能技術。

以渤中25-1油田沙三段為靶區,針對海上油田CO2驅缺乏成熟的捕集、防腐、監測工藝,注入、舉升及氣竄控制不完善的問題,開展渤海低滲油藏注CO2提高采收率機理研究及注氣井網井距開發策略研究,突破海上CO2捕集、防腐、監測、氣竄防控工藝,形成配套捕集裝備、注入、舉升工具,集成海上油田CO2驅配套工藝技術體系,打造渤海首個CO2驅油示范區,提升特低滲開發效果[24]。針對渤海低滲/特低滲油藏大井距開發、注采受效較差的問題,攻關壓驅體系及配套工藝,實現壓裂改造、驅油洗油、能量補充多重作用效果,開展“只壓驅、先驅后壓、先壓后驅”三種海上壓驅模式的攻關研究并逐步開展現場試驗。

2) 海上油田大規模低成本壓裂技術。

工藝方面,開展水平井密切割壓裂技術、縫網壓裂/酸壓等技術攻關,形成大規模低成本壓裂技術及配套壓裂裝備,實現定向井壓裂3段以上、水平井25簇以上規模,相比常規雙翼裂縫,縫控程度提高90%以上,節約工期及成本30%以上。施工能力方面,建造渤海油田首艘集成化、自動化、智能化全電驅大型壓裂船,提升海上大型連續作業能力,施工排量提高到12 m3/min、連續輸砂提升至700 m3,配合海水基一體化變黏壓裂液體系的研發,從而實現海上萬方液的大型壓裂規模,大幅提高儲層改造能力。

3) 海上油田裂縫監測技術。

目前陸地油田從微地震監測發展到分布式光纖、井下電視裂縫監測等技術,實現多簇體積壓裂各簇的開啟及進液量、進砂量量化解釋。渤海油田正在開展偶級聲波測試縫高及裂縫方位、示蹤劑監測層段產液剖面等適用于海上裂縫監測技術的研究及試驗。

4 結束語

通過持續的技術攻關與創新發展,渤海油田針對其低滲油氣藏特征及海上作業條件初步形成一整套開發開采技術。隨著渤海低滲儲量動用程度的逐漸增加,面臨的問題將更加復雜,需要進一步開展渤海低滲油氣藏開采機理和開采規律研究,深入踐行地質工程一體化,加強新工藝、新技術的實踐力度,完善低滲儲層改造能力與壓裂開采技術體系,創新開發開采管理模式,不斷提高渤海低滲油氣藏增產效果與開采效益。渤海油田在“十四五”期間將以低滲油氣產量2025年突破50萬噸為目標,加大改革創新力度,全面推動渤海低滲儲量實現規?；咝ч_采動用。