松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現(xiàn)場實踐——以長深D平2井為例

摘 要

摘要：松遼盆地南部長嶺氣田下白堊統(tǒng)登婁庫組致密砂巖氣藏具有儲層埋藏深、溫度高、物性差、地應(yīng)力高的特點，采用水平井開發(fā)和常規(guī)的直井壓裂開發(fā)均難以實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。為最大限度地
摘要：松遼盆地南部長嶺氣田下白堊統(tǒng)登婁庫組致密砂巖氣藏具有儲層埋藏深、溫度高、物性差、地應(yīng)力高的特點，采用水平井開發(fā)和常規(guī)的直井壓裂開發(fā)均難以實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。為最大限度地增加泄油氣面積、提高儲層動用程度、提高單井產(chǎn)量，在長深D平2井開展了水平井多級壓裂開發(fā)現(xiàn)場實踐：采用裸眼封隔器滑套10級大規(guī)模壓裂，優(yōu)化應(yīng)用壓前小型壓裂測試、井下微地震和地面電位法壓裂監(jiān)測技術(shù)，對10級人工裂縫方位及幾何形態(tài)進行實時監(jiān)測。目前，長深D平2裸眼井多級壓裂工藝技術(shù)的突破，創(chuàng)造了水平井深層氣井壓裂級數(shù)最多、壓裂規(guī)模最大、平均砂比最高等3項中石油壓裂新紀(jì)錄，并取得了“生產(chǎn)壓力高、產(chǎn)量高”的良好效果。該井壓裂施工的成功，表明了水平井應(yīng)用裸眼完井套管壓裂具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢，為類似長嶺1號氣田登婁庫組致密砂巖氣藏水平井壓裂開發(fā)提供了有力的技術(shù)保障。
關(guān)鍵詞：松遼盆地；長嶺氣田；早白堊世；致密砂巖氣藏；水平井；多級壓裂；實踐
1 儲層地質(zhì)特征
    松遼盆地長嶺1號氣田下白堊統(tǒng)登婁庫組天然氣分布主要受巖性和構(gòu)造控制，氣藏為構(gòu)造控制下的巖性低孔特低滲氣藏，邊底水不發(fā)育。
1.1 沉積相特征
    D3砂層組沉積期工區(qū)的南部發(fā)育兩條由南東向北西展布并近于平行的分支河道，并在長深102井附近匯合，在中西部形成大范圍的分支河道沉積，隨后分支河道再次分又，在中部形成分支河道的交匯疊合區(qū)?？梢钥闯鯠3沉積期分支河道的沉積規(guī)模水流所控制的范圍較大。
1.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征
    登婁庫組的孔隙結(jié)構(gòu)具有排驅(qū)壓力較高(平均2.67MPa，最小2.04MPa，最高3.16MPa)、平均孔喉半徑小(分布在0.11μm左右)、退汞效率低(一般介于28.5%～35%，平均30.7%)、孔隙度及滲透率均低(平均孔隙度為5.3%，平均滲透率為0.175mD)。長嶺1號氣田登婁庫組儲層屬于Ⅱ、Ⅲ類孔隙結(jié)構(gòu)。
1.3 儲層物性特征
    登婁庫組氣藏的巖性主要為細砂巖、含粉砂細砂巖、粉砂質(zhì)細砂巖和粉砂巖，儲層巖性以細砂巖為主。該氣藏巖心分析孔隙度一般介于2.7%～6.6%，平均為5.2%；滲透率介于0.04～0.242mD，平均為0.174mD，登婁庫組儲層整體上屬于低孔、特低滲儲層。
1.4 儲層巖石力學(xué)特性
    登婁庫組致密砂巖儲層的楊氏模量較高，而凈壓力與楊氏模量成正比，楊氏模量高時，凈壓力則較高，且施工時地面壓力較高；縫寬與楊氏模量則成反比，楊氏模量越高，壓裂時形成的裂縫寬度較窄，尤其是在近井摩阻較高時容易出現(xiàn)砂堵[1]。
2 長深D平2井壓裂技術(shù)思路
    通過對致密砂巖氣藏多段大規(guī)模壓裂改造，最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積，以提高儲層動用程度，最大限度地減少儲層污染，達到提高單井產(chǎn)量的目的[2～4]。①應(yīng)用水平井分段壓裂工藝技術(shù)進行多級壓裂，增大儲層平面上縱向接觸面積；②以增加縫長為主導(dǎo)的大規(guī)模壓裂，增加儲層平面上橫向接觸面積；③在水平井趾部和跟部受多裂縫縫間干擾小、施工流動阻力影響較小的情況下，進一步提高規(guī)模，增加縫長，以獲得對產(chǎn)能的最大貢獻；④最大限度地降低儲層傷害，保護氣層。
3 長深D平2井壓裂優(yōu)化設(shè)計
   長深D平2井壓裂施工采用裸眼封隔器完井滑套多級壓裂工藝技術(shù)，壓裂設(shè)計重點針對施工壓力高，壓裂級數(shù)多、規(guī)模大，工具多、通過性差等難點進行了優(yōu)化(圖1)。結(jié)合4個流動單元的儲層特征，采用橫切裂縫以增加面積，優(yōu)化每段壓裂規(guī)模，重點提高端部和趾部壓裂規(guī)模。優(yōu)化施工參數(shù)(表1)，重點提高壓裂液效率，減少儲層傷害。
    1) 壓裂規(guī)模：10級分壓，每段間距66～156m。
    2) 壓裂方式：套管注入、投球。
    3) 井口施工壓力：39.0～45.0MPa。
    4) 壓裂井口：主要包括大四通、105MPa采氣井口(雙控閥門)、壓裂投球器3個部分。
    5) 裸眼封隔器工具尺寸：Φ139.7mm。
    6) 工具技術(shù)指標(biāo)：耐壓差82.7MPa，耐溫218℃。
    7) 壓裂液：水基凍膠壓裂液。
    8) 壓裂支撐劑：粒徑0.3～0.6mm 30～50目的105MPa孚盛砂。

4 長深D平2井多級壓裂測試分析技術(shù)
1) 應(yīng)用壓前小型壓裂測試技術(shù)認識儲層，調(diào)整主壓裂施工參數(shù)(圖2)。

第1、8、10級小型壓裂測試表明，儲層存在較少的天然氣裂縫特征，閉合應(yīng)力為58.6MPa，基質(zhì)滲透率為0.15mD，凈壓力為2MPa，壓裂液效率為38%，近井摩阻為1.48MPa。
2) 利用井下微地震裂縫實時監(jiān)測技術(shù)認識人工裂縫的擴展規(guī)律、裂縫幾何形態(tài)及裂縫方位。
    井下微地震裂縫監(jiān)測表明，滑套位置對裂縫起裂位置沒有影響，裂縫兩翼擴展不對稱，每級裂縫并不是完全平行，存在傾角，封隔器存在不能有效封隔儲層的可能性。
5 壓裂施工及效果
5.1 10級大規(guī)模壓裂施工
    長深D平2井壓裂施工歷時3d，創(chuàng)造了中國石油壓裂史上的3項紀(jì)錄：①水平井深層氣井壓裂級數(shù)最多(10段)；②單井總壓裂規(guī)模最大(838m3)；③單級壓裂規(guī)模最大(116m3)(圖3)。
 

    1) 單井累計加入支撐劑838m3。
    2) 水平井單段最大壓裂規(guī)模116m3，總計有3段壓裂規(guī)模超過100m3。
    3) 單日最多加入支撐劑324.4m3，最快一天施工4段。
    4) 平均砂比34.4%，最高加砂1.8m3/min。
    5) 套管壓裂降低4000m管程摩阻約20MPa。
    6) 裸眼完井消除了固井完井近井摩阻，滑套壓裂減少了射孔孔眼摩阻，共10MPa。
5.2 10級大規(guī)模壓裂效果
    長深D平2井多級壓裂獲得了巨大突破和成功取得了“生產(chǎn)壓力高、產(chǎn)量高”的理想效果(表2)。
 

6 結(jié)論及認識
    1) 該井水平井多級壓裂取得3方面的技術(shù)突破，壓裂級數(shù)最多、壓裂規(guī)模最大、平均砂比最高。
    2) 水平井裸眼套管滑套分段壓裂比直井固井射孔油管壓裂具有較大優(yōu)勢：①井筒摩阻小，能實現(xiàn)高排量施工，在相同加砂規(guī)模及砂比條件下，縮短單級施工時間，同時提高了壓裂液效率；②裸眼水平井套管分段壓裂近井筒摩阻小，基本不存在近井裂縫扭曲，近井筒摩阻比常規(guī)直井固井射孔壓裂相差5～7MPa，同時裂縫復(fù)雜性小，凈壓力在整個施工過程中變化不大。
    3) 現(xiàn)場壓裂實時監(jiān)測能提供直觀的裂縫擴展形態(tài)，為壓裂設(shè)計調(diào)整提供依據(jù)；水平井裸眼滑套位置對裂縫起裂位置基本無影響，裸眼封隔器位置的選擇是關(guān)鍵。
    4) 優(yōu)質(zhì)乳化壓裂液體系和低密度孚盛砂有利于大規(guī)模壓裂的順利實施。
    5) 該水平井多級壓裂成功進一步認識了致密氣藏的產(chǎn)能，突破了產(chǎn)能關(guān)，為類似致密巖性氣藏提高產(chǎn)明確了技術(shù)方向。
參考文獻
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[2] 何冶，段國彬，付永強，等.四川盆地低滲透砂巖氣藏大型水力加砂壓裂配套技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2010，30(3)：48-51.
[3] 謝建華，趙恩遠.大慶油田水平井多段壓裂技術(shù)[J].石油鉆采工藝，1998，20(4)：72-75.   
[4] 張懷文，張繼春，胡新玉.水平井壓裂工藝技術(shù)綜述[J].新疆石油科技，2005，15(4)：30-33.
 
(本文作者：張應(yīng)安 中國石油吉林油田公司采油工藝研究院)