渤海油田低渗储层开采技术研究进展与展望

刘义刚

(1. 海洋油气高效开发全国重点实验室 北京 102209; 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

海上原油已经成为国内原油产量增长的主力军,随着海上油田勘探难度的加大,面临在生产油田进一步提高采收率挑战高、新探明储量品质变差等新形势[1-2],因此海上低渗油田成为了海洋油气增储上产的重要方向,海上低渗油田高效开采关键技术亟需攻关。陆地油田针对低渗油田已形成了以“加密井网、精细注水、压裂开发”为代表的高效开发模式[3],并取得了良好效果。但相比陆地油田,渤海低渗油田高效开采主要存在以下难点:①开采投资更大、操作费用更高;②要实现经济有效开采对单井的累产油要求更高;③注采井距较大难以克服启动压力梯度建立有效注采;④储层改造施工能力偏低(排量<6 m3/min、连续输砂能力<100 m3)、作业成本偏高、压裂作业时效低。针对以上问题,2006年渤海低渗压裂从渤中25-1油田开展先导试验,2020年按照“先导试验、扩大试验、规模试验、推广应用”的发展思路,进一步加大技术攻关和试验力度,尤其加强海上开采压裂理论和方法、海上大型压裂和体积改造、压裂工具、高温海水基压裂液等技术攻关[4-5]。在开展先导试验基础上,在油田勘探开发全过程做好研究和集成,实现地质油藏、采油工程、工程技术等多专业一体化,形成一系列海上特色压裂开采技术,促进海上低渗透油气藏经济有效开采。为进一步提升并促进渤海低渗油田开采技术的研究与发展,本文系统总结了渤海油田不同类低渗储层的开采策略、研究成果及形成的实践认识,并对渤海油田低渗储层高效开采技术未来发展方向进行了展望。

1 渤海低渗储层分类及开采策略

结合低渗分类行业标准[6],渤海低渗储层分为3类(表1):20～50 mD为常规低渗、5～20 mD为低渗、<5 mD为特低渗。20～50 mD常规低渗储层采用常规注水开采,生产后期适当规模压裂增产;5～20 mD低渗储层采用注水或注气开采,实施大型压裂改善产能;<5 mD特低渗储层采用注水或注气开采,实施区块整体规模压裂提高产能。

表1 渤海油田低渗分类标准及开采策略

1.1 20～50 mD常规低渗区块

渤中34-2/4油田北中块沙河街组油藏是渤海典型常规低渗区块,为辫状河三角洲沉积,平均埋深3 340 m,平均孔隙度12.0%,平均渗透率42.3 mD。油藏初期产能较高,后期由于含水率增高、长期注海水结垢等因素导致油井产能较低,年采油速度仅为0.5%。采用区块整体压裂,平均单井增油达30 t/d,验证常规低渗储层开发中后期采取整体适当规模压裂增产是可行的。

1.2 5～20 mD低渗区块

渤中25-1油田沙二段油藏是渤海典型低渗区块,为辫状河三角洲沉积,埋深超过3 300 m,初始压力系数1.40～1.47,平均孔隙度14.5%,平均渗透率13.0 mD。该油田于2006年12月投产,采用不规则井网注水开发,注采井距370～560 m,初期有一定的自然产能,但递减较快;2007年开展了定向井压裂试验,实践表明,压裂对该类储层产能有一定改善作用,后期可通过注采同步压裂或压驱进一步提高采收率。

1.3 <5 mD特低渗区块

渤中25-1油田沙三段是渤海典型特低渗区块,为扇三角洲沉积,埋深超过3 400 m,初始压力系数1.51～1.59,平均孔隙度13.6%,平均渗透率3.7 mD。2007年开展定向井压裂,初期平均日产油34 t,但递减快,累产油0.5×104t,总体效果不理想。2016年12月,2口多级压裂试验井投产,裂缝半长100～120 m,初期平均单井产油47 t/d,但递减速度快,增产效果未达预期。

对不同类型低渗储层开采实践进行总结得出以下认识(表2):压裂开采试验井均具有一定的增产效果,压后递减速度快的主要原因为早期利用天然能量衰竭开发、个别井工作制度不合理,通过建立合理工作制度和及时补充地层能量能够有效减缓压裂井递减[7]。

表2 渤海油田低渗储层开采实践认识

2 渤海低渗储层压裂开采技术成果及实践认识

渤海低渗压裂改造通过十余年的技术攻关及实践,形成了针对不同储层(常规低渗储层、低渗/特低渗储层、复杂岩性低渗储层)压裂技术系列成果及实践认识。

2.1 常规低渗储层压裂技术成果及实践认识

以渤中34-2/4油田沙河街为典型代表的渤海常规低渗储层,相比浅层疏松砂岩油藏[8-9],常规低渗储层物性较差、非均质较强,开采过程中不易实现长期高产稳产,采用多轮次常规增产措施效果并不理想。参考陆地油田经验,实施整体压裂改造是提高该类储层整体开采效果的有效途径。

2.1.1整体压裂技术

为提高渤海常规低渗区块整体产能与采收率,在渤中34-2/4油田沙河街组北中块首次探索并应用了海上整体压裂设计优化方法[10]。根据单井动、静态资料识别压裂地质、工程双甜点,再考虑注采平衡、地应力场等因素开展压裂地质耦合建模与裂缝参数整体优化,促进人工裂缝沟通高含油饱和度区域,实现区块储量最大程度的有效动用。同时为避免裂缝水窜、保证能量供给,形成压后注水流线模拟技术以精细优化压裂规模;研发人工隔层技术与控水陶粒强化层间控水与层内控水,有效降低控制压后递减率与含水率。

不同于陆地常规低渗油田储层主要表现出的“高模量、高脆性”特征[11-13],受沉积、构造等因素影响,以渤中34-2/4油田沙河街组为典型的渤海常规低渗储层整体表现出中低模量的特点,可形成大型拉伸裂缝,但缝长扩展偏弱、缝宽扩展较强。针对这一特点从整体上采用“大液量、大排量造缝,高强度、中砂比充填”的施工参数设计思路与多级加砂压裂工艺[14],进一步提升了裂缝充填程度与压裂增产效果。

2.1.2防砂卡精细分层压裂技术

针对渤海中低模量储层纵向层系多、缝高延伸受限的特点[15],为实现纵向多个层位充分改造,并有效避免管柱砂卡、提高时效,研发了耐高温144 ℃一趟多层连续压裂施工管柱与非旋转一趟多层拖动压裂施工管柱(表3)[16],耐温达到140 ℃,单趟管柱施工层数提高至3层,分段间隔缩短至5 m,大幅降低砂卡概率、压裂精细程度和时效显著提升,单段施工周期最短降至1天。其中耐高温144 ℃一趟多层连续压裂管柱通过逐级投球打开滑套进行分层压裂施工,通过耐高温高回弹胶皮保障封隔器顺利回收,从而避免砂卡;非旋转一趟多层拖动压裂施工管柱通过逐级填砂后上提进行分层压裂施工,有效防止支撑剂在封隔器上部堆积,从而避免砂卡。

表3 防砂卡精细分层压裂技术对比

2.1.3总体实施效果

渤中34-2/4油田沙河街组北中块在2020—2022年对其9口井实施整体压裂改造后平均单井压后产能提高3.2倍(图1),平均含水下降11%,压裂产量占区块总产量的80%。实践证明,通过对渤海油田常规低渗储层开展压裂改造沟通横向高含油饱和区域、提高储层纵向动用程度可有效提高油井产能与采收率,从而提升油藏开采效果。

图1 渤海油田常规低渗油藏压裂实施效果对比

2.2 低渗/特低渗储层压裂技术成果及实践认识

渤中25-1油田沙二段、沙三段与垦利16-1油田沙四段是渤海典型低渗/特低渗(1～20 mD)砂岩油藏,自然产能低、产量递减快,常压(压力系数0.9～1.0)下平均产油量不足15 m3/d,难以满足海上“少井高产”的开采需求[17],有必要开展大规模加砂压裂/压驱技术探索与实践。

2.2.1复杂裂缝改造技术

渤海低渗/特低渗储层整体表现出脆性特征[17],具有形成复杂裂缝潜力。为实现海上特低渗储层体积改造,从天然裂缝识别、一体化可变黏压裂液、海上大规模加砂等3个方面开展研究应用。

结合蚂蚁体追踪、岩心观察、成像测井、小型压裂压降诊断形成天然裂缝定量评估技术,准确识别储层天然裂缝发育程度、位置、倾角、开启压力,为复杂裂缝压裂设计提供基础。针对渤海低渗/特低渗储层埋藏深、温度高,应用常规高温海水基瓜胶压裂液残渣多、易造成地层与裂缝伤害的问题,创新形成海水基高温一体化可变黏压裂液技术,前置液阶段采用低黏体系促进形成复杂裂缝,携砂液阶段采用高黏体系保障携砂,同时降低残渣含量50%以上。针对海上压裂时效要求高、作业空间受限的特点,创新实践了“工程船+平台”一体化作业模式、船载履带式电动输砂罐、船载海水基压裂液连续混配装置,形成海上大规模加砂施工技术。最高施工压力85 MPa,最大施工排量7.5 m3/min,连续加砂能力100 m3,实现渤海单段压裂“百方砂千方液”的施工规模。

2.2.2分层暂堵压裂技术

针对渤海低渗/特低渗储层井斜大、跨度大、薄互层发育的特征,开展了暂堵转向与分层压裂管柱的研究应用。建立长射孔段暂堵模型,对暂堵材料、暂堵级数、暂堵用量开展优化,形成渤海低渗/特低渗储层暂堵转向压裂技术。通过同时加入暂堵球与暂堵剂,一方面提高孔眼封堵程度、提高小层间暂堵转向效率[18];另一方面使部分暂堵剂进入裂缝,提高缝内净压力,从而促使人工裂缝向多个方向延伸。在此基础上创新研制了与大斜度井暂堵转向压裂相匹配的桥塞一体化分层压裂管柱,节省了单独下入桥塞分层管柱所需时间,提高作业时效的同时进一步强化了薄互层改造效果。

2.2.3实施效果

低渗/特低渗储层压裂技术成果已累计现场实施8井次,平均单井日产油达到42～67 t。从渤海低渗/特低渗储层压裂实践得出,增产倍数与渗透率存在一定相关性:物性越低,增产倍数越大。目前压裂技术及规模下,低渗(5～20 mD)平均增产倍数2.2,特低渗(<5 mD)平均增产倍数3.7(图2)。类比压裂规模相当的陆地油田[19],低渗/特低渗储层压裂增产倍数为2.4～3.8倍,与渤海类似储层压裂实践认识相一致。

图2 渤海油田低渗/特低渗油藏压裂实施效果对比

2.3 复杂岩性低渗储层压裂技术成果及实践认识

渤海低渗储层类型复杂,工艺匹配难度大,除常规低渗、低渗、特低渗砂岩油藏外,还存在火成岩侵入油藏、混积岩油藏、高泥质疏松砂岩油藏等复杂岩性储层[20],面临储层改造难度大,经济高效开采难等诸多挑战。

2.3.1火成岩侵入油藏缝控压裂技术

火成岩侵入油藏主要分布在渤中34-9油田东营组与沙河街组,受火成岩侵入影响,储层砂体分布呈“蜂窝煤状”,连通性复杂;受火成岩体烘烤效应影响,油藏邻近火成岩区域物性明显变差,表现出典型低渗特征,采用有机/无机解堵效果均不理想,有必要实施压裂开采。

利用地震响应特征刻画火成岩体,试井解释判定边界位置,建立模型绘制岩体分布等方式识别火成岩边界位置,绘制岩体分布,探明火成岩侵入程度与范围,为火成岩侵入储层压裂工艺优化奠定基础。针对火成岩侵入储层物性、连通性变差的问题,研究形成缝控压裂技术:横向通过大规模多级加砂的方式造长缝突破火成岩影响带、连通孤立砂体,纵向通过暂堵转向实现充分改造,已现场应用两井次,其中渤中34-9油田A43井压后增油近6倍,日产油量超百方。实践证明,通过开展缝控压裂可有效改善渤海火成岩侵入油藏的渗流能力与连通性,将井控储量转变为缝控储量,从而明显提高该类油藏开采效果。

2.3.2高泥质疏松砂岩差储层水力喷射压裂及防砂技术

高泥质疏松差储层油藏主要分布在绥中36-1油田东二下段,该类油藏物性差、自然产能低,有必要实施压裂开采。但同时面临泥质含量高、裂缝延伸能力差、筛管完井不易实施分段精细改造、压后容易出砂等问题,需要开展针对性的压裂技术优化,提高压裂改造效果。

针对高泥质疏松砂岩差储层强塑性的力学性质与井筒不具备机械分层/段改造的特点。通过开展高泥质疏松砂岩水力射流物模实验[21],优化水力喷射施工参数,形成高泥质疏松砂岩差储层水力喷射压裂技术(图3),海上已成功应用1口井,增液倍比近8倍。

图3 高泥质疏松砂岩差储层水力喷射压裂技术

根据高泥质疏松砂岩油藏压后出砂风险研制了预充填筛管、小筛管充填及筛管补贴系列技术,针对不同井况采用不同压后防砂方式,在近缝区域形成兼具高强度与高渗透率的挡砂屏障,目前已成功应用1井次,压后增油3倍且保持长期稳定生产。

实践证明,通过应用水力喷射压裂及压后防砂技术可有效解决渤海高泥质疏松砂岩油藏渗流能力差、措施后易出砂的问题,大幅提高单井产能,从而实现该类油藏的有效动用。

2.3.3混积岩储层裂缝蚀孔酸化/酸压技术

混积岩(砂岩、碳酸盐岩)油藏主要集中在垦利16-1油田沙三段,该类油藏面临储层物性差、连通性复杂、纵向上岩性差异大、薄互层发育等问题[22],2022年共开展6井次常规酸化作业,解堵效果不理想,有必要实施酸压技术探索与实践。

结合混积岩油藏储层特征,针对性研发了裂缝蚀孔酸液体系,该体系具有多级电离缓速和金属离子螯合能力强的特点,可在混积岩中形成酸蚀蚓孔,有效改善地层渗流能力。在垦利16-1油田沙三段应用2井次,单井日增油可达20 t。在此基础上,创新提出采用低黏滑溜酸激活天然裂缝、采用大排量和暂堵转向工艺提高改造体积,形成适用于混积岩油藏的裂缝蚀孔酸压改造技术。

2.3.4总体实施效果

渤海复杂岩性低渗储层压裂井压后达到设计产能,平均增油倍比3.2倍并保持长期稳定生产,为该类油藏的后续高效开采提供了良好思路。

3 发展展望

渤海油田低渗储层开采经过十余年的技术攻关与实践已经取得了一定的突破与进展,但仍面临部分技术难题,其中特低渗储层能量补充困难、海上压裂施工规模偏低、海上裂缝监测手段受限等技术难题亟待解决[14,23]。因此为进一步实现海上低渗储量高效动用,需要从以下几方面开展技术攻关:

1) 海上油田深层特低渗注气开采和压驱补能技术。

以渤中25-1油田沙三段为靶区,针对海上油田CO2驱缺乏成熟的捕集、防腐、监测工艺,注入、举升及气窜控制不完善的问题,开展渤海低渗油藏注CO2提高采收率机理研究及注气井网井距开发策略研究,突破海上CO2捕集、防腐、监测、气窜防控工艺,形成配套捕集装备、注入、举升工具,集成海上油田CO2驱配套工艺技术体系,打造渤海首个CO2驱油示范区,提升特低渗开发效果[24]。针对渤海低渗/特低渗油藏大井距开发、注采受效较差的问题,攻关压驱体系及配套工艺,实现压裂改造、驱油洗油、能量补充多重作用效果,开展“只压驱、先驱后压、先压后驱”三种海上压驱模式的攻关研究并逐步开展现场试验。

2) 海上油田大规模低成本压裂技术。

工艺方面,开展水平井密切割压裂技术、缝网压裂/酸压等技术攻关,形成大规模低成本压裂技术及配套压裂装备,实现定向井压裂3段以上、水平井25簇以上规模,相比常规双翼裂缝,缝控程度提高90%以上,节约工期及成本30%以上。施工能力方面,建造渤海油田首艘集成化、自动化、智能化全电驱大型压裂船,提升海上大型连续作业能力,施工排量提高到12 m3/min、连续输砂提升至700 m3,配合海水基一体化变黏压裂液体系的研发,从而实现海上万方液的大型压裂规模,大幅提高储层改造能力。

3) 海上油田裂缝监测技术。

目前陆地油田从微地震监测发展到分布式光纤、井下电视裂缝监测等技术,实现多簇体积压裂各簇的开启及进液量、进砂量量化解释。渤海油田正在开展偶级声波测试缝高及裂缝方位、示踪剂监测层段产液剖面等适用于海上裂缝监测技术的研究及试验。

4 结束语

通过持续的技术攻关与创新发展,渤海油田针对其低渗油气藏特征及海上作业条件初步形成一整套开发开采技术。随着渤海低渗储量动用程度的逐渐增加,面临的问题将更加复杂,需要进一步开展渤海低渗油气藏开采机理和开采规律研究,深入践行地质工程一体化,加强新工艺、新技术的实践力度,完善低渗储层改造能力与压裂开采技术体系,创新开发开采管理模式,不断提高渤海低渗油气藏增产效果与开采效益。渤海油田在“十四五”期间将以低渗油气产量2025年突破50万吨为目标,加大改革创新力度,全面推动渤海低渗储量实现规模化高效开采动用。