淺層超稠油水平井微壓裂擴容技術及應用

申婷婷

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

驅泄復合開發是超稠油油藏蒸汽吞吐中后期的有效接替技術之一，新疆油田稠油蒸汽吞吐老區采用該技術實施綜合調整，實現了油藏的穩產提效。驅泄復合開發技術的機理是：采油水平井位于油層底部，通過在油層中部加密注汽水平井或直井，多周期蒸汽吞吐預熱建立水動力連通后轉入驅泄復合生產，蒸汽釋放汽化潛熱加熱的原油在重力勢能和蒸汽驅替作用下滲流至下部水平井采出，該方式能夠有效動用井間原油，獲得較高采收率。

近年來，隨著驅泄復合開發調整的不斷深入，儲層非均質性逐漸增強，同時受水平段流體流動壓差差異性分布的影響，注采連通程度及動用均勻程度逐漸降低，嚴重制約驅泄復合井組開發效果和剩余油的高效動用[1]。針對該開發矛盾，采用水平井微壓裂擴容技術，擴容微裂縫溝通注采井之間儲層，以改善注采井間連通性和水平段動用均勻性。以新疆油田F油田齊古組油藏為例，該油藏位于準噶爾盆地西北緣，沉積環境為辮狀河三角洲沉積，構造為西北向東南緩傾的單斜，地層傾角為5～10 °，儲層非均質性強，物性夾層較為發育。目的層油層厚度為2.3～35.1 m，平均厚度為20.3 m，巖性為中細砂巖，膠結疏松，孔隙度為27.8%～35.7%，滲透率為476～3 610 mD，含油飽和度為51.8%～79.4%，地層條件下脫氣原油黏度為42×104mPa·s。在目標儲層地應力分析的基礎上，通過地質熱力學耦合數值模擬，優化水平井微壓裂擴容關鍵參數，分析擴容前后生產效果，為同類油藏實施水平井微壓裂擴容提供借鑒。

1 微壓裂擴容技術可行性論證

1.1 儲層礦物組分及微觀結構

采用Bruker D8 Focus Powder XRDX射線衍射儀開展射線衍射實驗，對巖石礦物組分進行分析(表1、2)。實驗巖心選取的是目標區具有代表性的超稠油儲層油砂巖樣。由表1、2可知：儲層礦物以石英、長石礦物為主，石英含量為34.9%，長石礦物含量為20.3%，石英含量較高，表明儲層較強親水而不親油；伊蒙混層礦物含量為1.5%，表明儲層水敏性較弱，有利于注水擴容改造。

表1 油砂巖樣非黏土礦物組分定量化分析Table 1 The quantitative analysis of non-clay mineral components of pay sandstone samples

表2 油砂巖樣黏土礦物組分定量化分析Table 2 Quantitative analysis table of clay mineral composition of pay sandstone samples

為從微觀層面解釋儲層油砂的擴容行為，需確定巖樣在三軸力學加壓前后的微結構演變，從而推導、解釋其在宏觀尺度(現場微壓裂操作工況條件)下的力學行為。為此，開展掃描電鏡(SEM)實驗和環境掃描電鏡(ESEM)實驗，實驗結果見圖1。由圖1可知：砂粒分散鑲嵌于瀝青和黏土的混合基質中，且表面覆蓋黏土片層；砂粒主要礦物成分為石英和長石，粒徑為50～180 μm，彼此不接觸或接觸點少，呈松散的微觀結構；粒間充填瀝青和黏土混雜膠結物，對溫度極其敏感；原狀油砂孔隙結構發育，砂粒易在局部剪切擴容帶發生翻轉產生較大的新孔隙；且有效圍壓越低，產生的新孔隙越多越大，剪切擴容帶范圍越大，越易形成局部優勢滲流通道。

圖1 油砂微觀結構Fig.1 The microstructure of oil sand

1.2 儲層油砂擴容性評價

水平井微壓裂擴容技術是利用非固結油砂地質力學擴容機理，快速建立井筒周圍擴容區。儲層擴容存在2種擴容方式。一種是剪切擴容，即油砂在剪切應力作用下，發生砂粒間的翻轉和重新排列而使油砂孔隙體積增大；一種是張性擴容，即孔隙壓力增大到一定程度時，砂粒間發生拉張分離而形成作為滲流通道的微裂縫[2-10]。為研究目標區油砂不同條件下擴容后的應變規律，開展目標儲層巖心三軸力學擴容性評價實驗。

實驗使用RTR-1500高溫高壓巖石三軸儀，采用應變控制模式，對圓柱形巖樣施加橫向圍壓(有效圍壓為0.5、1.0、2.0、5.0 MPa)，然后逐漸增大軸向載荷，測出巖石破壞時的軸向應力(σ1)，并繪出應力與應變關系曲線(圖2)，并利用掃描電鏡觀察油砂微結構(圖3、4)，對儲層進行剪切擴容性評價。由圖2可知：儲層油砂在最小圍壓(0.5 MPa)下表現出明顯的應變軟化形狀，在較小圍壓(1.0 MPa和2.0 MPa)下也呈現微小程度的應變軟化；在高圍壓(5.0 MPa)下，油砂呈現典型的應變硬化力學形狀。由圖3、4可知：低圍壓(0.5 MPa)下剪切擴容帶發育明顯，角礫狀的砂粒顯著翻轉，易形成粒間大孔隙(最大直徑可達0.3 mm)，增加容量并形成優勢滲流通道；高圍壓(5.0 MPa)下剪切帶較窄，砂粒翻轉程度較低，粒間孔隙發育較少，對擴容和滲透率的促進效果不明顯。應變硬化對應體積剪切收縮，應變軟化對應體積剪切膨脹。若增大注入壓力，則可大幅降低油砂樣品的有效圍壓，使得原本發生剪切收縮的區位轉為剪切膨脹，從而加大儲層的滲透率，進而達到縮短蒸汽吞吐預熱時間的效果。

圖2 儲層油砂應力應變及體積應變曲線Fig.2 The stress-strain and volumetric strain curves of oil sand in the reservoir

圖3 圍壓為0.5MPa下油砂剪切后微結構圖Fig.3 The microstructure diagram of oil sand after shearing under confining pressure of 0.5MPa

圖4 圍壓為5.0MPa下油砂剪切后微結構圖Fig.4 The microstructure diagram of oil sand after shearing under confining pressure of 5.0MPa

改變有效圍壓，通過監測樣品體積形變的方法來進行儲層張性擴容性評價(圖5)。改變有效圍壓有2種方式：固定圍壓而增大孔隙壓力(對于地層某一深度的點)和固定孔隙壓力而減小圍壓(對應不同深度)，均能達到張性擴容的效果[9-12]。由圖5可知：最小圍壓(0.5 MPa)時，儲層油砂有較強的剪切膨脹效應；低有效圍壓(0.5 MPa)和較大變形的條件下(軸向應變大于3%)，體積擴容量高達4%，采用固定圍壓而增大孔隙壓力能達到較好的擴容效果。因此，可通過不間斷注水，降低井壁周圍區域有效圍壓，再根據地層埋深逐級提高相應的注入壓力使油砂產生較大單向形變來達到較好擴容效果。

圖5 儲層油砂應變與有效圍壓曲線Fig.5 The curve of oil sand strain and effective confining pressure of the reservoir

2 微壓裂擴容技術機理

微壓裂擴容是稠油儲層巖體在孔隙流體壓力的作用下，引起砂粒錯動或分開，不斷產生剪切擴容或張性擴容，不斷增加微觀孔隙空間，增加的微觀孔隙聚集在一定區域內，形成大面積的擴容帶，即孔隙介質的一種變形和微裂縫區域的擴展現象，實質是砂粒在特定孔隙流體壓力作用下重新排列，擴展了微觀孔隙空間。有別于常規水力壓裂形成的宏觀導流裂縫，稠油疏松砂巖儲層開展微壓裂擴容時，要維持井底壓力比地層破裂壓力低0.3～0.5 MPa，擴容首先在井筒周圍產生擴容帶，擴容帶即孔隙骨架被撐大、滲透率增加的區域，隨著液體持續進入儲層，擴容帶動態擴展，經過一段時間后井筒周圍地層起裂，并產生微裂縫。井筒周圍微裂縫的產生時機和擴容帶發育程度，取決于儲層地質條件和施工作業工程參數的綜合作用，儲層地質條件包括疏松砂巖的彈塑性力學屬性、孔隙度及滲透率，工程參數包括施工的壓力和排量。油砂的剪切膨脹性越好，孔隙彈性越好，對疏松砂巖巖層的擴容越有利；施工壓力越接近地層破裂壓力，形成低圍壓更有利于微裂縫的產生[13-15]。加密水平井微壓裂擴容過程是通過水平井注水，不斷調整注入壓力，實現井筒周圍油砂產生擴容區，在低有效圍壓條件下，發生剪切擴容，壓力進一步提高，將產生張性擴容，最終擴容帶延伸建立注采井間連通通道。

2.1 油砂擴容機理模型

為準確模擬F油田油砂變形特征及擴容效果，建立了相應的擴容有限元模型(圖6)。利用ABAQUS有限元模擬軟件建立目標區儲層模型，油砂儲層夾在泥巖蓋層和底層之間。由于儲層側向為無限大地層空間，模型四周均約束法向位移，底面約束x、y、z三向位移；除了篩管內表面設置為滲流邊界外，其他所有面均設置為非滲流平面，蓋層頂面允許z方向位移并施加上覆巖層壓力，油層厚度為13.0 m，孔隙度為31.0%，滲透率為1 650 mD，含油飽和度為72%，50 ℃原油黏度為2×104mPa·s，原始地層壓力為2.2 MPa。有限元計算采用三維位移/應力-孔隙壓力耦合單元，模型參數采用F油田齊古組儲層物性參數及巖石力學特征參數(表3)，儲層物性及巖石力學參數均為室內實驗及現場測試結果，能夠真實反映儲層地質條件及巖石力學特征。

表3 有限元計算巖石力學參數表Table 3 The rock mechanical parameters calculated with finite element method

圖6 油砂儲層擴容有限元模型Fig.6 The finite element model of oil sand reservoir expansion

2.2 微壓裂擴容后儲層變化

整個微壓裂擴容過程分為低壓擠注和提壓改造2個階段，低壓擠注階段主要是讓擠注液緩慢進入地層，占據近井地帶儲層，形成微裂縫雛形；提壓改造階段主要是提升近井地帶壓力，促使微裂縫延伸至遠井地帶，達到儲層改造、溝通注采井的目的[16-19]。數值模擬參數為：低壓擠注階段排量為5～10 L/min，共注入液體10 m3；提壓改造階段排量為50～100 L/min，共注入液體50 m3；模擬時間共計48 h。井底壓力值達到2.8 MPa時低壓擠注階段結束，進入提壓改造階段，當井底壓力值達到4.7 MPa時提壓改造階段結束。該階段井底壓力值需低于目標區儲層破裂壓力(4.8 MPa)，防止井底出現大規模的水力裂縫。

數值模擬結果表明：低壓擠注階段地層位移量較小，最大位移為儲層頂端(約為1.82 mm)，提壓改造階段結束后，地層的位移量顯著增加，地層頂端位移達到10.65 mm，說明隨著液量和排量的增加，地層垂向位移增加，改造效果更加明顯。2個注液階段結束時的儲層孔隙度的分布表明(圖7)：低壓擠注階段結束后，井筒周圍的孔隙度有一定程度的增加，最大孔隙度為32.3%(原始地層孔隙度為31.0%)；提壓改造階段結束后，孔隙度進一步增加，且孔隙度增大的地層范圍在縱向上延伸至整個儲層，井筒周圍的孔隙度最大為33.9%，孔隙度在垂向區域的變化大于橫向區域的變化。

圖7 不同階段儲層孔隙度分布Fig.7 The distribution of reservoir porosity at different stages

2.3 微壓裂擴容后油井連通情況

目標區通過井網加密調整，可形成2種驅泄復合開發井網(圖8)。參考有限元耦合單元模型的油藏基礎參數，建立驅泄復合井組模型，模型中設置3口水平井，其中，下部距離油層底界2 m的平面上有2口間距為60 m的水平井，該平面向上5 m處，位于兩井中間位置有一平行于兩井的水平井，3口井在垂直于井筒方向呈等腰三角形分布，中間水平井進行微壓裂擴容。制訂了2個模擬方案，方案1為原始儲層條件下蒸汽吞吐5個周期；方案2為微壓裂擴容后蒸汽吞吐5個周期。2個對比方案中蒸汽吞吐周期、注汽速度和生產速度均保持一致，從而獲取在相同條件下油藏溫度場及產量對比關系(圖9、10)。由圖9可知：油井經過微壓裂擴容后，井筒周圍孔隙度、滲透率明顯提高，孔隙度由31.0%提高至33.0%(圖9a)，滲透率由1 650 mD提高至1 860 mD(圖9b)。經過5周期后的溫場圖顯示，方案1上下水平井還未建立較好的油井連通，方案2的上下水平井之間建立了較好連通，井筒周圍溫度上升至78 ℃，井筒周圍區域溫度明顯高于原始儲層井筒周圍區域，蒸汽和熱水波及的體積明顯增加(圖9c)，這與擴容后對井筒周圍儲層物性具有明顯改善效果的結論相符合。由圖10可知，日產油量隨蒸汽吞吐周期的增加，呈先升后降的趨勢，第3周期產油量達到峰值，同時，微壓裂擴容后儲層產油量明顯高于原始儲層，5個周期累計產油量約提高近1倍。說明微壓裂擴容有助于提高井筒周圍蒸汽腔發育速度，縮短該井與兩側井的連通時間，并且還能取得較好的預熱增油效果。

圖8 驅泄復合井網示意圖Fig.8 The schematic diagram of well pattern under steam flooding and gravity drainage development

圖9 擴容前后孔隙度、滲透率及油井蒸汽吞吐第5周期結束時溫度場對比圖Fig.9 The comparison of porosity, permeability and temperature distribution of 5 rounds of steam stimulation before and after expansion

圖10 不同方案油井日產油量和累計產油量曲線Fig.10 The daily production and cumulative production curves of wells with different schemes

3 現場應用及效果

研究區目的層埋深為174 m，加密水平井A井為轉驅泄生產的注汽井，與兩側老井形成立體水平井-水平井組合(HHSD)驅泄復合井網，水平段長度為196 m。該井采用蒸汽吞吐方式投產，與兩側水平井形成熱連通。投產前采用60 ℃脫油凈化水進行微壓裂擴容改造試驗。根據儲層巖石物性特征及吸水能力，優化擠注階段壓力并控制在2.75 MPa以內，提壓改造階段壓力控制為4.35 MPa。微壓裂擴容整個過程中以壓力為主控參數，排量作為輔助控制參數，初期擠液速度為5～10 L/min。當井底壓力達到2.75 MPa轉入提壓改造階段，擠液速度由10 L/min提高至100～200 L/min，壓力穩定為4.10 MPa。為保證油井改造處于低微壓狀態下，在確保井底壓力低于地層破裂壓力的條件下，盡可能提高注入壓力。微壓裂擴容結束后，進行了兩周期蒸汽吞吐(表4)，平均周期產油量為391 t，油汽比為0.18，與儲層條件相近的同期加密水平井B井相比，周期產油量提高168 t，增幅為75.3%，油汽比提高0.08，增幅為80.0%。從井溫剖面來看(圖11)，微壓裂擴容后的A井水平段井溫曲線呈平臺型，動用程度近90%以上， B井水平段井溫曲線呈單峰型，動用程度僅為50%?？梢姮F場微壓裂擴容取得較好的生產效果，且水平段動用程度大大改善。A井吞吐預熱4周期后與兩側水平井連通，較常規吞吐預熱縮短3個周期。

表4 微壓裂擴容井與常規井對比Table 4 The comparison between microfracturing expanded well and conventional well

圖11 微壓裂擴容井與常規井第2周期井溫對比剖面Fig.11 The temperature profile between the microfracturing expanded well and the conventional well in the second cycle

4 結論及認識

(1) 目標區儲層石英含量高，黏土礦物含量低，水敏性弱，儲層膠結疏松，原狀油砂孔隙結構發育，擴容后砂粒易在局部剪切擴容帶發生翻轉產生較大的新孔隙和滲流通道，有利于注水微壓裂擴容改造。

(2) 儲層油砂在低有效圍壓下擴容程度最大，且擴容量隨著單向形變的增加而增大。微壓裂擴容成功的關鍵是穩定提壓過程中擴大擠注液的波及范圍，進而降低周圍儲層有效圍壓。

(3) 微壓裂擴容過程中，低壓擠注階段地層位移量較小，提壓改造階段地層的位移量顯著增加，擴容改造后儲層物性明顯改善，孔隙度增加2.0個百分點以上，滲透率增加12.7個百分點，有利于驅泄復合注采井連通。

(4) 礦場儲層擴容試驗結果表明，試驗井吞吐預熱4周期，平均周期產油提高168 t，油汽比提高0.08，水平段動用程度達90%，且與鄰井建立熱連通，與常規吞吐預熱縮短3周期。