黃小軍,楊永華,魏 寧

(1.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司工程技術(shù)研究院,四川德陽 618000; 2.渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)公司,天津塘沽 300450)

致密砂巖氣藏大型壓裂工藝技術(shù)研究與應(yīng)用
——以新場沙溪廟組氣藏為例

黃小軍1,楊永華1,魏 寧2

(1.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司工程技術(shù)研究院,四川德陽 618000; 2.渤海鉆探井下技術(shù)服務(wù)公司,天津塘沽 300450)

新場沙溪廟組氣藏是國內(nèi)典型的低滲致密砂巖氣藏,儲層具有“縱向厚度大、平面展布廣、蓋層遮蔽性能好、蓋層與產(chǎn)層應(yīng)力差值明顯”等適合于大型加砂壓裂改造的地質(zhì)基礎(chǔ)和條件。氣藏前期采用中小規(guī)模壓裂時,單井壓后表現(xiàn)出了“產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)效果差”等不利于氣藏提高采氣速度和整體采收率的狀況。大型壓裂是增加人工裂縫半長,延長氣井采氣壽命,提高開采效益的重要手段。通過對制約和影響大型加砂壓裂改造效果的系列關(guān)鍵工藝技術(shù)的攻關(guān)研究,研發(fā)出了低傷害壓裂液體系,提出了壓裂液強化破膠和高效返排工藝,并對大型壓裂施工參數(shù)進行優(yōu)化設(shè)計,最終形成了以“大砂量、大排量、中—高砂濃度、強化破膠”為特色,以造長縫為核心的大型壓裂關(guān)鍵工藝技術(shù)方法,并成功完成了最大加砂規(guī)模200.5 m3的超大型水力加砂壓裂現(xiàn)場試驗?，F(xiàn)場應(yīng)用實踐表明,大型壓裂具有“穩(wěn)產(chǎn)效果好、勘探評價效益優(yōu)”的特點。

致密砂巖;氣藏;大型壓裂

新場沙溪廟組氣藏是國內(nèi)低滲致密砂巖氣藏的典型代表。該氣藏屬三角洲平原亞相分支河道疊加微相沉積,砂體厚度大,延伸范圍廣,厚度比較穩(wěn)定,儲層深度在2 100～2 600 m之間,巖性主要以中—細粒巖屑長石砂巖為主。砂巖碎屑以石英為主,平均含量46.79%。膠結(jié)物以方解石為主,泥質(zhì)次之,偶見硅質(zhì)、白云石。膠結(jié)類型以孔隙式為主,接觸—孔隙式次之。儲層測井滲透率一般在(0.1～0.2)×10-3μm2之間,孔隙度為8%～11%,地壓系數(shù)1.71～2.05,儲層溫度60.5～70.35℃。

由于儲層滲流條件差,氣藏絕大多數(shù)單井自然產(chǎn)能低,不具備工業(yè)產(chǎn)能,加砂壓裂技術(shù)是該氣藏勘探評價及開發(fā)建產(chǎn)的必備措施和核心手段。氣藏前期多采用中小規(guī)模壓裂,單井壓后產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)效果差。通過長期的理論與實踐探索,逐漸形成了以大型壓裂改造增加人工裂縫半長,延長氣井采氣壽命,提高開采效益的技術(shù)思路。

1 大型壓裂適應(yīng)性分析

1.1 低滲致密儲層造長縫的需要

對于低滲致密氣藏而言,由于儲層基質(zhì)的低滲特性,支撐裂縫對氣藏內(nèi)部的整個滲流機理起著決定性的改變作用。足夠的水力裂縫長度可形成較大的泄油面積,從而顯著地提高單井產(chǎn)能和采收率。因此,低滲致密氣藏投入工業(yè)性開發(fā)及提高最終采收率的關(guān)鍵技術(shù)就是造長縫的大型壓裂。

氣藏基質(zhì)滲透率越低,需要的最佳裂縫半長越長。國外專家從儲層物性出發(fā)研究了致密氣藏縫長對整個滲流機制的影響,提出了不同氣藏滲透率取得商業(yè)性價值需要的裂縫半長[1]。

新場沙溪廟組氣藏有效滲透率(0.02～0.04) ×10-3μm2,按照推薦裂縫半長則在305～763 m范圍,只有大型壓裂才能達到。

1.2 前期加砂規(guī)模小,穩(wěn)產(chǎn)期短

新場沙溪廟組氣藏前期單層加砂量絕大部分在30～45 m3之間,少數(shù)井規(guī)模達60 m3,支撐裂縫半長不超過150 m(表1)。盡管目前沙溪廟組氣藏的壓裂效果比較顯著,但部分氣井壓后由于人工裂縫較短而表現(xiàn)出產(chǎn)量遞減快、壓力下降快等特點,如圖1所示,這對提高氣藏的最終采收率不利。

表1 新場沙溪廟組氣藏壓裂效果統(tǒng)計Tab.1 Fracturing effect statistics of Xinchang JS gas reservoir

圖1 新場氣藏單井日產(chǎn)量變化曲線Fig.1 Well production variation of Xinchang JS22gas reservoir

1.3 井間距離大,單井控制范圍小

目前沙溪廟組開發(fā)井井距在600～900 m左右,按整體壓裂開發(fā)的要求,支撐裂縫半長可以設(shè)計到250 m。但根據(jù)壓后凈壓力擬合以及試井解釋,實際人工裂縫半長遠沒達到要求。因此,有必要開展大型壓裂改造,優(yōu)化裂縫與井網(wǎng)的匹配程度,提高人工裂縫的控制范圍,提高井網(wǎng)對儲量的控制程度。

1.4 縱向儲層厚度大,橫向砂體展布好

沙溪廟組氣藏雖然屬于河道砂體沉積環(huán)境,但砂體空間展布范圍大,砂體的延伸長度大于2 000 m。沙溪廟組各個小層砂體厚度平均在20 m左右,最厚達50 m,針對這類“厚大型”砂體,大型壓裂改造可以提高單井控制儲量,從而可以達到少打井、延長單井穩(wěn)產(chǎn)效果,提高氣藏整體開發(fā)效益的目的。

2 大型壓裂關(guān)鍵工藝技術(shù)

2.1 低傷害壓裂液技術(shù)

大型壓裂入地液量多,如何有效降低液體對儲層的傷害對改善壓裂改造效果至關(guān)重要。

根據(jù)大型壓裂施工時間和儲層溫度,在對壓裂液耐溫、抗剪切性能調(diào)試基礎(chǔ)上,研發(fā)出了一種集助排、防膨和降濾效果于一體的含有機陽離子和非離子表活劑基團低分子量高聚合物多功能增效劑BM-B10,改善壓裂液綜合性能。

該添加劑能明顯降低破膠液的表面張力增大液體的返排能力,良好的防膨效果能降低儲層的水敏傷害,同時生成的細小泡沫能降低壓裂液在地層中的濾失,從而有效降低地層的水鎖效應(yīng),最終起到高效返排、降低儲層傷害的作用(表2)。

表2 低傷害壓裂液與常規(guī)壓裂液性能對比Tab.2 Comparison of low damage fracture fluid performance with conventional fracture fluid

2.2 壓裂液強化破膠和高效返排技術(shù)

由于大型壓裂入地液量大,施工結(jié)束后需盡快徹底返排出入地壓裂液,以防止壓裂液長時間滯留地層對儲層和裂縫造成嚴重傷害。因此,在破膠劑加量濃度優(yōu)化時,在滿足壓裂液攜砂性能的同時,采用梯度式(由小到大)加入破膠劑的方法,縮短破膠時間,有利于快速返排;在攜砂液后期階段伴注一定濃度的纖維,可以起到在排液期間防止出砂的作用,因此可采用大油嘴放噴,加快返排速度。

2.3 施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

大型壓裂對施工參數(shù)如前置液量、砂比、排量等要求較嚴格。大型壓裂要求較大的施工排量,一方面是為了控制施工時間,同時也是為了提高液體效率,實現(xiàn)造長縫的要求。現(xiàn)場通常采取油套環(huán)空注入或光套管注入[2]等。

2.4 周密的施工組織

完善的施工組織是保證大型壓裂施工質(zhì)量和提高施工效率的重要措施。大型壓裂由于動用設(shè)備多,液罐群多,占用空間比較大,因此要求井場必須有足夠的場地。由于排量大,施工時間長,對泵注設(shè)備要求也比較高。同時,供液、供砂問題也需要合理解決。

3 新場沙溪廟組大型壓裂典型井實踐

CX495-1井是在新場構(gòu)造部署的一口擴邊評價井,改造井段為2 586.4～2 633.2 m(斜深),射孔井段為2 606.0～2 618.0 m(斜深)。測井滲透率1.16×10-3μm2,孔隙度12%,地層溫度約68℃,地層壓力系數(shù)約1.7。油層套管為φ139.7 mm的P110套管,最低抗內(nèi)壓強度87.1 MPa。

3.1 規(guī)模的確定

CX495-1井同層位鄰井有CX491、CX495、CX479、L108-1、L108-2,該井與同層位鄰井目標層靶點最近的距離在650 m左右。且在人工裂縫延伸的可能方位NE90～140°范圍內(nèi),人工裂縫不會向其鄰井方向延伸,大型壓裂后不會影響到鄰井的生產(chǎn)。

利用分層地應(yīng)力軟件對CX495-1井大型壓裂目標層及其蓋底層應(yīng)力狀況計算表明,本井壓裂改造目標儲層段上下蓋底層的應(yīng)力差值在7 MPa左右,蓋底層具有較好的遮蔽性能,能滿足大型壓裂造長縫的要求。

根據(jù)CX495-1井擴邊評價需要,同時結(jié)合測試對儲層特征參數(shù)的診斷結(jié)果,采用FracproPT軟件,分別對160、180、200、220 m3加砂規(guī)模下人工裂縫長度和2年內(nèi)的凈現(xiàn)值進行了模擬計算,最終優(yōu)選了人工裂縫長度能達500 m左右的200 m3加砂規(guī)模作為最終主壓裂施工規(guī)模。

3.2 壓裂液調(diào)試

本井施工時間長達4 h以上,考慮大型壓裂要求壓裂液具有耐溫耐剪切、低摩阻、低濾失、低傷害以及易返排的特點,圖2是在170 s-1、50 mg/L破膠劑、68℃條件下的壓裂液流變曲線,該結(jié)果表明剪切4 h后黏度還在200 mPa·s左右,表明壓裂液具有良好的耐溫耐剪切性能。

圖2 CX495-1井壓裂液流變曲線Fig.2 Fracture fluid rheological curve of CX495-1 well

3.3 快速返排技術(shù)

3.3.1 破膠劑加入程序優(yōu)化

(1)溫度場模擬

目前常用的破膠劑為依賴溫度活化的過硫酸鹽,而沿裂縫方向溫度隨著壓裂液的注入是一動態(tài)變化過程[3],因此破膠劑加入程序的優(yōu)化必須以裂縫溫度場模擬結(jié)果為基礎(chǔ)。根據(jù)溫度剖面將壓裂液按不同注入階段分段評價,并按分段評價的流變數(shù)據(jù)和破膠性能結(jié)果調(diào)整破膠劑加量,指導(dǎo)現(xiàn)場施工。

圖3是CX495-1井裂縫溫度場模擬結(jié)果。該結(jié)果表明,由于地層不斷向裂縫中的壓裂液傳熱,使壓裂液溫度繼續(xù)升高至接近地層溫度;同時,由于大型壓裂施工時間長,從而傳熱時間也長,裂縫前緣3/4的溫度接近地層溫度,這與常規(guī)壓裂明顯不同。常規(guī)壓裂中的破膠劑加入程序在大型壓裂中是不可行的。

圖3 壓裂結(jié)束時裂縫內(nèi)溫度場模擬結(jié)果Fig.3 Temperature field simulation result inside break at the end of fracturing

(2)壓裂液濃縮對破膠的影響

由于壓裂液的濾失作用,壓裂液中的水分、無機鹽和小分子物質(zhì)濾失到地層中,而其中的未能降解的高分子物質(zhì)(如胍膠)則留在基巖表面形成致密濾餅,從而導(dǎo)致了壓裂液在支撐裂縫內(nèi)濃縮,而在裂縫閉合過程中孔隙體積又進一步縮小,此時縫中胍膠濃度比原始濃度要增大許多倍。

根據(jù)聚合物濃縮因子與支撐裂縫的關(guān)系[4],由物質(zhì)平衡關(guān)系可知:

式中:f為聚合物濃縮因子,無因次;v為支撐劑與壓裂液的體積比;φ為在裂縫中填砂的孔隙度。

地面配制時的聚合物濃度乘以此因子即為裂縫中的聚合物(胍膠)濃度[5]。以CX495-1井現(xiàn)場用的20/40目陶粒進行計算,其填砂孔隙度一般為0.45,考慮壓實、破碎等因素,計算中取0.35;支撐劑與壓裂液的體積比v為0.17,將這兩個參數(shù)代入式(1)中得到f等于10.9。由此可見,胍膠濃度濃縮是相當嚴重的,對液體的破膠影響較大。因此,應(yīng)適當提高實際破膠劑的加量,強化壓裂液的破膠效果。

在溫度模擬基礎(chǔ)上,結(jié)合室內(nèi)實驗結(jié)果,同時考慮壓裂液濃縮對破膠的影響,現(xiàn)場實際破膠劑加入程序優(yōu)化結(jié)果如表3所示。

表3 CX495-1井破膠劑加入程序優(yōu)化結(jié)果Tab.3 Optimization of dosing procedure of viscosity breaker chemical of CX495-1 well

靠近井筒附近的人工裂縫溫度低于40℃,破膠效果很難保證,一旦井底附近壓裂液破膠不徹底,壓裂液返排效果將大大降低,影響壓裂增產(chǎn)的效果。從表3優(yōu)化結(jié)果可知,在CX495-1井加砂后期破膠劑加量較大,最高達2 000 mg/L。

現(xiàn)場實踐結(jié)果表明,表3破膠劑加入程序優(yōu)化結(jié)果是合理的,本井施工后30 min后開井排液,在19 h內(nèi)返排610 m3液體,返排率達52.3%。通過對現(xiàn)場取的返排液樣品進行室內(nèi)實驗表明,在常溫、511 s-1條件下測定黏度為3～4 mPa·s,說明壓裂液破膠迅速、徹底。

3.3.2 高效返排技術(shù)

CX495-1井2 586.4～2 633.2 m井段施工規(guī)模200.5 m3,入地壓裂液量1 170 m3,采用加砂后期伴注纖維進行防砂處理。配合壓后較大直徑油嘴快速返排放噴時減少縫口支撐劑回流井筒,以保證縫口保持較高導(dǎo)流能力的需要,一方面加快了人工裂縫強制閉合速度,另一方面則縮短壓裂液在地層中的滯留時間,降低儲層傷害?，F(xiàn)場實踐結(jié)果表明,本井施工后30 min后采用大油嘴開井排液,19 h內(nèi)返排610 m3液體,返排率達52.3%,壓裂液返排迅速、高效。

3.4 施工參數(shù)優(yōu)化

3.4.1 排量優(yōu)化

CX495-1井大型壓裂采用φ139.7 mm套管與φ73 mm油管的油套環(huán)空進行注液,以便大排量泵入液體時降低管路摩阻。

根據(jù)測試壓裂結(jié)果,同時結(jié)合泵注設(shè)備能力、以及FracproPT軟件對裂縫形態(tài)的模擬,最終確定施工排量5.5～6.0 m3/min。

3.4.2 加砂濃度優(yōu)化

新場氣田沙溪廟組常規(guī)壓裂平均砂濃度一般為390 kg/m3左右,大型壓裂由于入地液量較大,因此在滿足施工的條件下,盡量提高砂比,減輕儲層返排負擔,CX495-1井施工平均砂濃度設(shè)計560 kg/m3左右。同時,為了縫內(nèi)合理鋪砂,采用了四段線性斜坡式加砂。

3.4.3 前置液量

新場沙溪廟組儲層測試壓裂得出的液體效率在40%～50%左右,同時根據(jù)以往鄰井的施工經(jīng)驗,以及大規(guī)模壓裂低砂比段較長的特點(低砂比的攜砂液在攜砂的同時仍然能造縫),結(jié)合軟件模擬最終確定前置液量為總液量的36%。

3.5 施工組織

根據(jù)施工井口最大壓力和施工排量計算需水馬力7 462 kW,需要2000型壓裂泵車6臺,同時考慮到大型壓裂泵車處于長時間運行,易出現(xiàn)故障影響施工的連續(xù)性和成功率,最終確定采用8臺2000型壓裂泵車,保證施工過程不間斷。由于施工時間長,為了確保施工能連續(xù)進行,施工中途利用加油車給壓裂車供油。消防車同時到位、隨時候命,以防加油過程或施工過程中出現(xiàn)意外。

為保證大規(guī)模施工中能連續(xù)加砂,適應(yīng)公路與井場條件,采取了100 m3、50 m3、50 m3三個砂罐同時供砂的方式。

所有液罐出口管線接到一根直徑304.8 mm的匯管上面,采取供液車向混砂車供液;同時采用分區(qū)分段供液和集中倒轉(zhuǎn)罐群剩余液方式確保供液的連續(xù)、及時和高利用率。

3.6 壓后效果評價

CX495-1井排液測試階段采用大油嘴開井排液,19 h內(nèi)返排610 m3液體,返排率達52.3%,初期測試產(chǎn)量15×104m3/d,產(chǎn)水26.4 m3/d,證實本井擴邊區(qū)域為高含水氣層。

4 大型壓裂整體應(yīng)用效果評價

截至2009年12月,川西低滲致密氣藏水力加砂壓裂規(guī)模逐步加大,并逐漸形成了以“多層+大型”為特色的復(fù)合壓裂工藝技術(shù)體系,大大的改善了氣藏的開發(fā)效果(表4),實現(xiàn)了新場沙溪廟組氣藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。其中CX495-1井單層加砂規(guī)模達200.5 m3,創(chuàng)造了中石化系統(tǒng)最大單層加砂壓裂規(guī)模的新記錄。

表4 新場沙溪廟組氣藏開發(fā)效果Tab.4 Exploitation effect of Xinchang JS gas reservoir

5 結(jié)論

(1)川西沙溪廟組儲層低滲致密、砂體厚度大、展布范圍寬、泥頁巖隔層厚度大、蓋產(chǎn)層之間地應(yīng)力差明顯,井距大,具備實施大型壓裂的基礎(chǔ)和條件。

(2)針對大型壓裂壓裂液耐溫耐剪切、破膠劑加入程序優(yōu)化等一系列技術(shù)關(guān)鍵,在儲層特征研究的基礎(chǔ)之上,形成了以造長縫為核心的“大規(guī)模、大排量、中—高砂比、強化破膠、高效返排”的大型壓裂工藝技術(shù),現(xiàn)場應(yīng)用取得了顯著效果。

(3)大型壓裂效果的保證主要取決于儲層物性、合理優(yōu)化施工參數(shù)、施工保證和強化破膠。

(4)大型壓裂工藝的成功,為高效、經(jīng)濟開發(fā)低滲致密儲層提供了可靠的技術(shù)保證,也為同類型氣藏勘探與開發(fā)提供了寶貴的經(jīng)驗。

[1]何生厚.油氣開采工程師手冊[M].北京:中國石化出版社, 2006:312.

[2]崔明月,丁云宏,單文文,等.四川八角場低滲透氣田大型水力壓裂應(yīng)用實例研究及啟示[J].低滲透油氣田,2004,5(2): 51-54.

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Massive hydraulic fracture research and its application to tight sandstone gas reservoir——Taking Shaximiao gas reservoir in the west of Sichuan Basin as an example

Huang Xiaojun1,Yang Yonghua1,Wei Ning2
(1.Engineering Technology Institute,SINOPEC Southwest Petroleum Branch,Deyang618000;2.Downhole Technology Service Company,B HDC,Tanggu300450)

Shaximiao reservoir of Xinchang gas field is a typical low permeability and tight sandstone gas reservoir in China with great thickness,large-scale sand body,large well spacing,and obvious stress difference between cover and pay formation,in which massive hydraulic fracture can be carried out to prolong producing time of gas wells.Low damage fracturing fluids was formulated,viscosity break was intensified, high efficiency flowback technology was used,and parameters of massive fracture were optimized.At last, massive hydraulic fracture with the characteristics of large scale,high flow rate,middle-high proppant concentration,and forced viscosity break was successfully operated in field,and the largest scale of fracturing was 200.5 m3.The field application practice indicated that the fracture effect was exceptionally remarkable.

tight sandstone;gas reservoir;massive hydraulic fracture

book=9,ebook=137

TE357.1

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.03.068

1008-2336(2010)03-0068-06

國家科技支撐計劃課題《復(fù)雜油氣田高效開發(fā)技術(shù)研究》部分研究內(nèi)容。

2010-03-17;改回日期:2010-05-17

黃小軍,男,工程師,1999年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東),2006年獲成都理工大學(xué)石油與天然氣碩士學(xué)位,主要從事油氣田開發(fā)工作。E-mail:huangxiaojun110@yahoo.com.cn。