Stress sensitivity analysis and optimization of horizontal well flowback system for shale oil reservoir in Ordos Basin

  • Zhanwu GAO , 1 ,
  • Xuefeng QU 2, 3 ,
  • Tianjing HUANG 2, 3 ,
  • Ting XUE , 2, 3 ,
  • Peng CAO 2, 3
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  • 1. PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China
  • 2. Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China
  • 3. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields,Xi’an 710018,China

Received date: 2021-05-25

  Revised date: 2021-10-26

  Online published: 2021-12-27

Supported by

The China National Science & Technology Major Project(2017ZX05069)

Highlights

Shale oil reservoir in Chang 7 Member, Ordos Basin, is characterized with tight reservoir rocks, complex pore structure, and low formation pressure. Decades of developing practices have proved that large-scale volumetric fracturing in horizontal wells with long lateral length is effective in the basin, compared to previously drilled directional wells and short horizontal wells. However, the reservoir underground is stress-sensitive, and the large-scale volumetric fracturing will result in a huge change in reservoir properties and strata energy. Thus water saturation during initial production period and individual well production will be affected. Through improved stress sensitive experiment, it has been clear that the compacted reservoir of shale oil has more strong stress sensitivity compared with the original matrix reservoir. The permeability variation law under stress sensitivity is obtained. Numerical simulation and field statistics are used to optimize the reasonable flowback intensity and flowback time of shale oil horizontal wells in Ordos Basin.

Cite this article

Zhanwu GAO , Xuefeng QU , Tianjing HUANG , Ting XUE , Peng CAO . Stress sensitivity analysis and optimization of horizontal well flowback system for shale oil reservoir in Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2021 , 32(12) : 1867 -1873 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.018

0 引言

鄂尔多斯盆地延长组7段(长7段)沉积期为湖盆最大扩张期,主要为半深湖—深湖沉积,源储共生,呈大面积连续或准连续分布,长7段烃源岩条件优越,砂体分布范围广,叠合厚度较大,但单砂体厚度普遍小于5 m,孔喉结构复杂,其平均面孔率为1.7%,储层孔喉小,孔隙半径主要为2~10 μm,储层致密物性差,地面空气渗透率平均为0.13×10-3 μm2,而在长7段储层细砂岩中,大量发育高角度直劈缝,裂缝发育密度大1-3
岩石在上覆压力和流体压力的共同作用下,岩石的骨架会因压缩而发生变形,造成岩石孔隙结构的变化,进而使储层的孔隙度以及渗透率发生变化,这一现象就是岩石的应力敏感性4。罗瑞兰等5、徐新丽等6研究表明,储层物性越差、孔隙结构越复杂,其应力敏感性就越强。而于忠良等7、李睿姗等8研究表明,由于页岩油储层物性差、孔隙结构复杂,微裂缝发育,使得页岩油储层较常规低渗透油藏开发具有更强的应力敏感特征。
鄂尔多斯盆地页岩油储层致密、地层压力系数低、单砂体横向连续性差的特点使得该类储层需通过大规模体积压裂来改善储层渗流环境。而体积压裂入地液量大,通常达到(2.5~4)×104 m3,慕立俊等9、牛小兵等10研究指出在压裂液入地、关井扩散及压裂液返排过程中,储层会经历压力急剧升高、地层压力扩散并稳定、压力缓慢下降3个阶段,前2个阶段使得储层形成大规模压裂缝网,并与天然裂缝相互连通,储层物性及地层压力得到大幅提高,为地下流体的采出提供了渗流通道11。而以平衡地层能量,快速降低水平井投产后含水率为目的的压裂液返排阶段则是快速泄压的过程。在页岩油裂缝与基质的强应力敏感特征下,快速泄压会导致人工裂缝闭合和储层物性伤害,而前人对于大规模体积压裂后返排制度的研究较少,因此笔者针对鄂尔多斯长7段储层应力敏感特征开展测试,并在此基础上优化合理的压裂返排制度,以期减少压裂返排对储层物性的伤害,提高水平井单井产能。

1 页岩油应力敏感实验

近年来,国内外学者的大量研究成果表明,地层压力下降会造成岩石承受的有效上覆压力增加而引起渗透率的下降,已形成了“低渗透储层存在强应力敏感性”的普遍共识。但目前应力敏感性研究大多集中于基质岩心渗流特征,对于致密油藏中大规模压裂改造后形成的裂缝网络的应力敏感性研究较少。
页岩油储层具有物性差、孔隙结构复杂、微裂缝发育的特征,较常规油藏开发具有更强的应力敏感性。在未开发阶段,储层岩石受上覆岩层压力和孔隙流体压力的作用使得应力系统处于平衡状态12。随着开发过程中地下流体不断地被采出,地应力得到释放,岩石骨架的有效应力增加促使岩石发生形变,导致致密油储层渗流特性发生变化。

1.1 实验样品

页岩油储层常伴有天然微裂缝发育,经大规模的体积压裂开发后形成复杂裂缝13-14,除了纯基质岩心的应力敏感性特征实验研究之外,还需开展微裂缝发育的岩心应力敏感性特征研究15。因此,在常规评价实验方法的基础上进行了改进,采用WDW-200型微机控制电子万能实验机进行巴西劈裂(图1),将原有的平面压头改装为弧形压头,使压力在岩心上均匀分布,使得线载荷变为面载荷施加在致密储层岩心上,通过压力伺服仪缓慢、匀速地施加压力,压头按0.1 mm/min匀速向下降落,从而制成裂缝岩心16,并联用声发射实时监测技术,确保人工制作微裂缝的岩心形态完整,为研究纯基质岩心、带裂缝岩心的应力敏感特征奠定基础。
图1 改进的巴西劈裂实验

Fig.1 Improved Brazil split experiment

实验岩心来自鄂尔多斯盆地华池区Y34井及YC5井长7段储层岩心,其取样数据见表1
表1 应力敏感实验岩心数据

Table 1 Core data under stress-sensitive experimental

序号 井号 井段 深度/m 长度/cm 直径/cm 孔隙度/% 渗透率/(10-3 μm2
1 Y34 2-6/42 1 972.20 5.48 2.51 9.64 0.16
2 YC5 1-38/39 2 072.00 6.03 2.50 11.95 0.36

1.2 实验流程

通过定孔隙压力调整围压的方式对岩心进行应力敏感性实验,实验步骤如下:①处理后的岩心先抽真空饱和地层水,并加压至原始地层孔隙流体压力;②选择某一流速,进行地层水驱替;③将净围压依次调整为2 MPa、4 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa和24 MPa,模拟在实际开发过程流体被采出后的压力变化情况,并在每个预期的围压下保持1 h后测渗透率。

1.3 实验结论

通过改进的巴西劈裂人工造缝后,沿用同样的实验步骤进行带裂缝岩心的应力敏感性实验,实测结果见图2
图2 应力敏感性特征曲线

Fig.2 Stress-sensitivity curve

根据实验结果得出以下几点认识:
(1)当基质岩心净围压小于2 MPa或裂缝岩心净围压小于3 MPa时,岩石骨架未发生形变,而随着净围压的升高,基质岩心和带裂缝岩心渗透率均快速下降,这表明页岩油基质—人工缝储层具有较强的应力敏感特征,在储层压力下降时,基质—人工裂缝渗透率存在较大幅度损伤。
蒋海军等17采用指数式方程表征渗透率与有效应力的关系:
k = a e - b σ e f f
式中: a , b为常数; σ e f f为有效应力,MPa。
在上式的基础上,根据实验数据拟合,得到了基质岩心渗透率损伤拟合方程(2),以及带裂缝岩心渗透率损伤拟合方程(3)。
k m = k m 0 2.192 × e - 0.444    9 × ( p e - p ) ¯ + 0.131   7                                           k m 0                                  
p e - p ¯ 2   M P a
p e - p ¯ < 2   M P a
式中: k m为基质岩心渗透率,10-3 μm2 k m 0为基质岩心初始渗透率,10-3 μm2 p e - p ¯为净围压,MPa。
k m f = k m f 0 2.632 × e - 0.328    8 × p e - p ¯ + 0.019    23                               k f 0
p e - p ¯ 3   M P a
p e - p ¯ < 3   M P a
式中: k m f为带裂缝岩心渗透率,10-3 μm2 k m o为带裂缝岩心初始渗透率,10-3 μm2
(2)净围压的升高导致部分人造裂缝闭合,故致使裂缝岩心渗透率下降幅度大于基质岩心,当净围压上升至24 MPa时,基质岩心渗透率损失幅度达92%,而带裂缝岩心渗透率损失幅度高达98.3%。
(3)相应地在现场开发中,净围压的升高过程就是地层压力的下降过程,压裂液的返排和原油的开采则是导致地层压力下降的主要原因,因此储层渗透率的下降是难以避免的。
(4)应力敏感特征不容忽视,在开发过程中应尽可能减缓地层压力下降速度,降低储层渗透率损伤,因此需要在保证正常生产的前提下,优化压裂液返排制度和生产制度。

2 页岩油水平井返排制度优化

2.1 返排强度优化

针对页岩油储层物性差、地层压力系数低、水平两向应力差小、天然裂缝较发育的特点,在页岩油的开发过程中形成了“长水平段、大液量、大砂量、高排量”的体积压裂改造技术模式,通过大规模压裂改造,在储层中形成复杂裂缝网络,最大程度地提高近井地带储层物性,并将压裂造缝与超前补能相融合,有效提高了地层能量。返排即在水平井投产初期,采用大液量快速排出水平井井底的压裂入地液,使水平井能够在较短的时间含水下降,并获得一定产油量。而页岩油裂缝与基质的强应力敏感特征,使得返排制度对初期产量和递减规律产生较大的影响18。返排速度低、返排量小,会使得返排周期长,含水下降慢,见油时间长,同时易造成压裂支撑剂在井筒的沉降。若返排速度高、返排量过大,井底压力快速下降会导致人工裂缝闭合,在储层应力敏感的作用下,会对储层渗透率造成大幅损伤19,影响储层物性,同时压裂支撑剂也会随返排液排出,导致油井出现砂堵、砂埋现象,严重影响开发效果。因此,需要综合考虑水平井压裂后投产见油时间和基质—裂缝应力敏感特征,制定合理的返排制度20
利用ECLIPSE数值模拟软件开展模拟,模拟区域为X233区YP井区,区域面积为8.2 km2,共4口水平井,水平段长度为1 500 m。结合裂缝—基质应力敏感渗透率拟合规律,依据实验得出的裂缝岩心渗透率与压力变化关系,在模型中根据压力变化对储层渗透率设立动态数值,使模型较真实地反映压裂造缝对储层物性的改善,以及不同排液制度下压力变化对储层物性的损伤,通过对比不同返排制度下开发效果,优选最优的返排制度。
大规模体积压裂液的注入使得储层破裂形成裂缝,而大量入地液也随之分布在井底及形成的人工裂缝中,井底压力大幅提升[图3(a)],压裂结束开井投产阶段,地层压力会随着入地液的排出而降低,同时井底压力会逐渐在地层中扩散[图3(b)],在一定程度上起到了超前补充地层能量的作用。
图3 不同生产阶段储层压力分布

Fig.3 Stress distribution during different development stage

在相同的入地液量和返排率下,设计不同对比方案,对比初期日返排液量在10 m3/d、20 m3/d、30 m3/d、40 m3/d、50 m3/d、60 m3/d下的生产情况(图4),对比表明水平井(长度1 500 m)在初期排液强度30~40 m3/d时能获得相对较高的单井累计产油。
图4 不同初期排液量下单井EUR预测(1 500 m水平段)

Fig.4 EUR forecast of a single well under different initial discharge rate (with a 1 500 m lateval length)

在数模计算的基础上,选取陇东页岩油示范区正常投产超过一年的72口水平井进行分析,为消除水平段长度对产量及返排强度的影响,采用百米水平段产量及百米日返排量进行统计。陇东华池地区长7段储层整体含油性较好,统计前期采油井生产数据,其含水率基本保持在30%~60%之间,而含水率在60%~100%时,采出水含盐整体较低,采出液量多为压裂入地液,因此将初期含水率在60%~100%阶段定为压裂液返排阶段。
离散数据统计表明,返排阶段排液强度与百米初期产量之间存在一定的规律,当排液强度在每百米水平段2~3 m3/d时,初期产量相对较高(图5);而累产油与排液强度的关系更为明显,返排液量过大导致单井累产油降低,稳产效果较差(图6)。结合数值模拟研究和矿场统计方法,优化返排强度为每百米水平段2~3 m3/d。
图5 华池地区返排强度与初期日产油关系

Fig.5 Initial daily production vs. back flow intensity in Huachi area

图6 华池地区返排强度与累计产油关系

Fig.6 Cumulative production vs. back flow intensity in Huachi area

2.2 返排率与返排时间优化

页岩油水平井返排率是指在返排期排出液量与总压裂入地液量的比值,返排率在一定程度上反映了压裂后地层能量的大小21,返排率过低表明大量入地液量滞留在井底周围,地层能量充足(图7),储层渗透率损伤幅度小,但将导致很长一段时间内水平井含水过高22,返排率过高表明大量入地液量返排出地面,水平井投产后含水率能快速下降,但地层能量损失过大,同时由于应力敏感特征,储层物性下降,产量递减增大(图8)。
图7 返排率与地层压力水平柱状图

Fig.7 Bar graph of back flow rate vs. formation pressure

图8 不同返排率下单井产量递减曲线

Fig.8 Production decreasing rate of a single well under different back flow rate

现场生产数据表明,陇东示范区水平井通常在排液3~4个月含水下降到60%正常范围,统计146口井水平井返排情况发现返排率主要集中在15%以内,以5%~10%为主,结合数模结论,综合考虑投产后含水下降速度、地层压力保持水平以及单井递减,优化合理的返排率应在5%~10%之间(图9),对应的返排时间应在3~4个月(图10)。
图9 示范区水平井含水60%时返排率统计

Fig.9 Back flow rate under 60% of water saturation in pilot area

图10 示范区含水下降与开井时间关系曲线

Fig.10 Water decreasing rate vs. production period in pilot area

3 结论

(1)鄂尔多斯盆地页岩油储层物性差、微裂缝发育,大规模体积压裂后具有更强的应力敏感性,在开发过程中应充分考虑应力敏感对储层物性的影响。
(2)体积压裂改造和入地液的返排过程中,地层能量先升高后降低,而由于应力敏感的作用,返排制度会直接影响储层渗透率、初期含水率及水平井单井产量。
(3)通过数值模拟、现场统计等多种方法结合,确定了鄂尔多斯盆地页岩油长水平井的合理返排强度为每百米水平段2~3 m3/d,最优排液时间为3~4个月。

陈小东、麻书玮对此文亦有贡献,在此一并表示感谢!

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