長慶氣區(qū)低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術(shù)新進展——以蘇里格氣田為例

李憲文 凌 云 馬 旭 張燕明 古永紅 周長靜 王亞娟

1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院

長慶氣區(qū)低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術(shù)新進展
——以蘇里格氣田為例

李憲文1,2凌 云1,2馬 旭1,2張燕明1,2古永紅1,2周長靜1,2王亞娟1,2

1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院

“十五”期間,長慶低滲透砂巖氣田初步形成了以機械分層壓裂、低傷害壓裂液、適度規(guī)模壓裂、CO2壓裂等壓裂工藝及配套技術(shù)。為進一步提高氣田開發(fā)效益,近3年來重點開展了水平井多段壓裂攻關(guān)和直井分層壓裂新技術(shù)試驗,取得了重要進展。水平井分段壓裂取得突破,增產(chǎn)效果顯著,以水力噴射壓裂為方向?qū)崿F(xiàn)了不動管柱分段壓裂一次壓裂1段到10段的跨越;水力橋塞分段壓裂創(chuàng)造了國內(nèi)氣田水平井一次分壓15段的最高記錄,自主研發(fā)的高性能裸眼封隔器首次試驗實現(xiàn)了一次壓裂4段。2008—2010年在蘇里格氣田共開展29口水平井試驗,試氣產(chǎn)量為鄰近直井平均產(chǎn)量的3～5倍。直井分層壓裂技術(shù)以不動管柱機械封隔分層壓裂為主,開展了其他探索性分層壓裂試驗并取得突破,其中氣井分壓分試工藝實現(xiàn)了2層快速試氣快速評價,連續(xù)油管分層壓裂實現(xiàn)了8層連續(xù)分壓的突破,套管滑套分層壓裂創(chuàng)造了目前國內(nèi)直井9層連續(xù)分壓的紀(jì)錄。所開發(fā)的低傷害陰離子表面活性劑壓裂液增產(chǎn)效果明顯。

長慶氣區(qū) 晚古生代 砂巖 壓裂 分壓合采 水平井 產(chǎn)量增加 蘇里格氣田

長慶氣區(qū)以蘇里格氣田為代表的上古生界低滲透砂巖氣藏是目前主要開發(fā)對象,具有低滲透、低壓、低產(chǎn)、低豐度特性,無自然產(chǎn)能,壓裂改造是最重要的增產(chǎn)手段。

1 前期形成的壓裂技術(shù)

1.1 機械分層壓裂

蘇里格氣田儲層縱向多層現(xiàn)象比較普遍,一井多層比例高。主要層位為二疊系盒8段、山1段,此外也不同程度發(fā)育著下古生界馬家溝組以及上古生界太原組、本溪組等。儲隔層特征、縱向應(yīng)力分布、分層壓力等分析表明,蘇里格氣田具備分壓合采的條件:盒8段及山西組隔層條件較好,層間地層壓力差較小;在適度規(guī)模壓裂條件下,盒8段的多段氣層存在6 m泥巖隔層條件下能實現(xiàn)分層壓裂[1]。

通過對前期填砂、投球、橋塞等多層改造工藝存在問題的剖析,提出了機械封隔、連續(xù)分壓、一次排液的技術(shù)思路。經(jīng)過幾年的攻關(guān),在2003—2006年先后研發(fā)了Y241、Y344、K344等機械封隔器及配套工具,改進了分層壓裂液體系和分層壓裂破膠技術(shù),實現(xiàn)了機械封隔器連續(xù)分壓3層的突破。試驗表明,自主研發(fā)的直井機械封隔分層壓裂工藝實現(xiàn)了多套氣層有效開發(fā)動用,有效縮短試氣周期,應(yīng)用規(guī)模逐年增加,僅蘇里格氣田就累計應(yīng)用1 300多口井,井均日產(chǎn)氣量大幅提高,成為蘇里格氣田開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。

1.2 低傷害壓裂液

結(jié)合地質(zhì)及巖礦成分分析表明,儲層傷害和壓后返排對儲層改造效果影響較大。因此,針對蘇里格氣田盒8段低滲透低壓儲層特點,從進一步降低常規(guī)壓裂液對儲層傷害和提高壓后返排效果出發(fā),開展了主要添加劑的研制與優(yōu)選,研發(fā)了JL-1低傷害壓裂液體系[2],優(yōu)化了分層改造井破膠性能。

流變試驗表明,該體系100℃下170 s-1連續(xù)剪切90 min,黏度保持在100 m Pa·s左右,能滿足施工要求。巖心傷害試驗表明平均傷害率僅為24.5%,該配方對儲層的傷害較低。

1.3 CO2增能壓裂

針對蘇里格氣田儲層低壓、強水鎖的特點,從探索降低傷害提高單井產(chǎn)量技術(shù)可行性出發(fā),勘探與前期評價初期共實施6井次CO2增能壓裂試驗。試驗井最大單層陶粒量40 m3,最高平均砂比達27.3%(凍膠中砂比達47.7%)。試驗表明,CO2壓裂井壓后排液速度快、返排效率高(大于92%),能夠減少入地液量和降低壓裂傷害,但試驗井總體上表現(xiàn)出絕對增產(chǎn)量不明顯[3]。

1.4 大規(guī)模壓裂

根據(jù)探井試采后壓力遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的特點以及提高縫長突破低滲透阻流帶的思路,2001—2002年開展了14口井較大規(guī)模壓裂試驗,單層加砂規(guī)模在53～100 m3。試驗形成了比較成熟的大規(guī)模壓裂技術(shù),包括水力裂縫參數(shù)優(yōu)化、壓裂優(yōu)化設(shè)計、壓裂施工工藝、液氮助排等技術(shù);同時發(fā)現(xiàn)蘇里格氣田大規(guī)模壓裂存在增產(chǎn)量與加砂規(guī)模不匹配的矛盾,利用大規(guī)模壓裂突破低滲透致密帶溝通多個砂體思路難以實現(xiàn)[3]。試氣和生產(chǎn)動態(tài)對比表明,大規(guī)模壓裂井與適度規(guī)模壓裂井相比沒有明顯的增產(chǎn)優(yōu)勢,由此確立了蘇里格氣田適度規(guī)模壓裂思路,并在蘇里格氣田規(guī)模開發(fā)中得到沿用。

2 近年來壓裂技術(shù)新進展

2.1 水平井多段壓裂技術(shù)試驗進展

蘇里格氣田自2001年就開始了水平井改造探索,早期不具備氣田水平井壓裂能力,采用篩管完井,酸洗酸化改造后增產(chǎn)效果不明顯,單井產(chǎn)量低。試驗結(jié)果表明,水平井改造必須進行壓裂才能獲得較高產(chǎn)能。

隨著對蘇里格氣田地質(zhì)認識的深化,中國石油長慶油田公司緊密跟蹤國內(nèi)外低滲透砂巖水平井增產(chǎn)改造工藝發(fā)展最新動態(tài),針對蘇里格氣田特點,從充分發(fā)揮氣藏水平井水平段產(chǎn)能及實現(xiàn)多段壓裂改造目的出發(fā),立足于水力噴射工藝方向,從2008年起開展了水力噴射分段壓裂工藝研究及試驗。通過深化室內(nèi)基礎(chǔ)研究、優(yōu)化分段改造工藝、實現(xiàn)工具系列化,初步形成了以水力噴砂壓裂為主體的氣田水平井多段壓裂改造技術(shù)體系。

2.1.1 形成了長慶特色的水力噴砂分段壓裂技術(shù)

水力噴射壓裂技術(shù)理論依據(jù)是伯努力方程,通過高速水射流射開套管和地層并形成一定深度的噴孔,流體動能轉(zhuǎn)化為壓能,在噴孔附近產(chǎn)生水力裂縫,實現(xiàn)壓裂作業(yè)。由于噴孔內(nèi)的壓力要高于環(huán)空壓力,噴射壓裂具有自動隔離的效果。該技術(shù)集射孔、壓裂、隔離一體化,具有適用多種完井方式(裸眼、套管、篩管)、不同儲層類型(砂巖、碳酸鹽巖),井下管柱簡單、作業(yè)效率高等特點[4]。

2.1.1.1 主要研究工作

1)水力噴射壓裂模擬實驗及工藝機理研究

實現(xiàn)水力噴砂分段壓裂的兩個關(guān)鍵因素是射流增壓和噴孔形態(tài),以確保實現(xiàn)自動封隔、裂縫起裂及延伸。為此,開展了大量的室內(nèi)實驗及大型物模試驗。

室內(nèi)實驗表明,在目前工礦條件下,水力射流可實現(xiàn)增壓4～10 M Pa,可滿足大多儲層的水力噴砂分段壓裂。并首次在國內(nèi)開展了與礦場實際接近的1∶1大型物模試驗,對噴孔形態(tài)取得了新認識,即靶件起裂前,噴孔形態(tài)呈紡錘形,最大成孔直徑84 mm,最大深度164 mm;當(dāng)靶件產(chǎn)生裂縫后,孔眼形狀呈劍形孔道,射孔深度成倍增加,最長達354 mm。大型物模試驗為水力噴射參數(shù)優(yōu)化提供了重要的研究基礎(chǔ)。

2)水力噴砂分段壓裂工具研發(fā)

為實現(xiàn)射流增壓及提高改造段數(shù)的要求,開展了水力噴砂分段壓裂工具研發(fā),并對噴嘴大小、噴嘴材質(zhì)、噴嘴形態(tài)、噴嘴數(shù)量及布放方式4個關(guān)鍵因素進行了研究,優(yōu)化了3種流道形狀,優(yōu)選出噴嘴材質(zhì)、噴嘴數(shù)量和布放方式。

研發(fā)形成系列配套工具,已獲授權(quán)專利4項,其中發(fā)明專利1項,實用新型3項。其中`114.3 mm套管內(nèi)水力噴射分壓7段及以上關(guān)鍵工具已滿足以下指標(biāo):噴射器外徑小于90 mm,噴射器壁厚大于15.5 mm,噴射器滑套壁厚大于7 mm,能滿足工藝要求。

3)優(yōu)化多段壓裂參數(shù),形成水平井優(yōu)化設(shè)計方法

開展了水平井壓裂改造增產(chǎn)機理研究,為水平井布縫方式、裂縫參數(shù)、水平井壓裂設(shè)計提供優(yōu)化原則及指導(dǎo),通過研究取得了初步認識:①增加有效氣層段長度及壓裂段數(shù)是水平井提高產(chǎn)量的關(guān)鍵,前期投產(chǎn)水平井進一步分析發(fā)現(xiàn),水平井的裂縫條數(shù)和有效氣層段長度的乘積與采氣指數(shù)具有較強的相關(guān)性;②裂縫的方位、縫長與縫間距的關(guān)系對水平分段壓裂效果有重要影響;③提高水平井單井產(chǎn)量的主控因素是有效儲層段長度和改造段數(shù),而裂縫導(dǎo)流能力增加對于低滲透氣藏水平井的產(chǎn)能影響較小。

2.1.1.2 氣田不動管柱水力噴射分段壓裂技術(shù)

2008年8月,應(yīng)用水力噴射壓裂工藝在蘇aaH井開展了蘇里格氣田第一口水平井壓裂試驗,壓后增產(chǎn)5倍,實現(xiàn)了氣田水平井壓裂的突破,由此引領(lǐng)了裸眼封隔器、水力噴砂等水平井分段壓裂的強力攻關(guān)與試驗,拉開了氣田水平井壓裂的序幕。

在水力噴砂壓裂工藝在氣田實現(xiàn)分壓2段并取得較好效果的基礎(chǔ)上,創(chuàng)新提出了水力噴砂+多級滑套實現(xiàn)不動管柱多段壓裂的技術(shù)思路:①設(shè)計了噴射器與多級滑套相結(jié)合的水力噴射壓裂管柱,解決了不動管柱實現(xiàn)多段壓裂的難題;②研發(fā)了高強度、小直徑噴射器(`114.3 mm套管),降低了液體反濺對噴射器的沖蝕傷害,確保了各段有效射孔壓裂;③研發(fā)了新型噴嘴及滑套球座,通過優(yōu)化滑套球座結(jié)構(gòu),實現(xiàn)了`114.3 mm套管內(nèi)一趟管柱分壓7段、`152.4 mm裸眼井分壓10段的目標(biāo),一次分壓段數(shù)不斷增加;④形成了不動管柱水力噴砂多段壓裂優(yōu)化設(shè)計方法(噴射參數(shù)優(yōu)化、裂縫參數(shù)優(yōu)化)。

2.1.1.3 實施效果

截至目前,在蘇里格氣田采用水力噴射分段壓裂工藝壓裂15口井,其中7段分壓4口,10段分壓1口。主要目的層盒8段平均水平段長1 074.4 m,有效儲層長度604.7 m,有效儲層鉆遇率為54.1%,平均水力噴射改造5.2段,平均單層加砂27.8 m3,平均試氣無阻流量是鄰近直井平均產(chǎn)量的3～5倍,增產(chǎn)效果顯著。

蘇平bb井首次采用不動管柱分段壓裂工藝,改造3段后獲無阻流量83.3×104m3/d,試氣產(chǎn)量達到鄰近直井平均產(chǎn)量的5.7倍,累計產(chǎn)氣3 156.9×104m3,達到直井平均累計產(chǎn)量的5.2倍。

蘇ccH井為針對2 000 m長水平段改造采用`152.4 mm裸眼不動管柱水力噴射分段壓裂工藝試驗井,通過管柱配套和工藝參數(shù)優(yōu)化,成功實現(xiàn)了水平井水力噴射分段壓裂工藝一次改造10段的重大突破,該井水平段長2 011.5 m,鉆遇含氣砂巖1 721.5 m,鉆遇率達85.6%,改造后獲無阻流量103.4×104m3/ d的高產(chǎn)。

2.1.2 裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)

水平井裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)原理是:在水平井裸眼完井條件下,一次性下入水平井裸眼分段壓裂管柱,通過逐級投球打開滑套并封堵下層油管,實現(xiàn)水平井裸眼分段壓裂合層排液。

加強裸眼封隔器分段壓裂引進及自主研發(fā),實現(xiàn)了規(guī)?；瘧?yīng)用,為探索水平井提高單井產(chǎn)量新途徑。針對蘇里格氣田特點,通過積極開展對外合作,引進裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)規(guī)模應(yīng)用項目,同時自主研發(fā)了裸眼封隔器分段壓裂工具,首次試驗實現(xiàn)了一次分壓4段。

2.1.2.1 高性能裸眼封隔器自主研發(fā)

已形成`152.4 mm井眼裸眼封隔器為主的水平井分段壓裂改造配套技術(shù)為目標(biāo),2010年開展了高性能裸眼封隔器的研發(fā),主要包括丟手接頭、插入密封節(jié)、懸掛封隔器、裸眼封隔器、分壓滑套等關(guān)鍵工具及配套工具,最多可達到7段。

室內(nèi)評價表明,自主研發(fā)的裸眼封隔器在170 mm井眼內(nèi)、120℃模擬地層條件下承受雙向壓差為80 M Pa,裸眼段最大工作壓差在70 M Pa,能滿足氣田水平井高溫高壓差下分段壓裂技術(shù)要求。

2010年11月30日,利用長慶油田公司自主研發(fā)的裸眼封隔器及配套工具在桃dd H1井首次試驗獲得成功,實現(xiàn)了一次壓裂4段,施工順利,共入地陶粒111.2 m3,壓后一次噴通,測試獲無阻流量35.87× 104m3/d。

2.1.2.2 現(xiàn)場試驗效果

2009—2010年在蘇里格氣田自營區(qū)共開展裸眼封隔器13口井,最高壓裂7段。主要目的層盒8段平均水平段長907 m,有效儲層長度541 m,有效儲層鉆遇率為57.6%,平均改造4.8段,平均單層加砂33.4 m3,平均試氣井口產(chǎn)量6.1×104m3/d,平均無阻流量29.7×104m3/d,達到直井產(chǎn)量的3倍,總體改造效果明顯。有2口井獲得無阻流量百萬立方米。

2.1.3 水力橋塞分段壓裂工藝試驗

2010年,以探索蘇里格氣田水平井多段壓裂增產(chǎn)效果為目標(biāo),確定在蘇里格氣田現(xiàn)有井身結(jié)構(gòu)條件下開展長水平井段水力橋塞+射孔分段壓裂改造15段以上的現(xiàn)場試驗。

該工藝原理是:套管固井后,采用套管注入實施壓裂,用液體將帶射孔槍的橋塞泵入水平段指定封隔位置,射孔與橋塞封堵聯(lián)作,逐級下入,逐級壓裂,改造后用連續(xù)油管鉆磨橋塞,合層排液投產(chǎn)。

該工藝在蘇里格氣田應(yīng)用存在連續(xù)油管鉆塞、長水平段固井質(zhì)量、最優(yōu)井身結(jié)構(gòu)論證3個技術(shù)關(guān)鍵,由此開展水平井水力橋塞+射孔分段壓裂改造方案論證。

2.1.3.1 連續(xù)油管鉆塞能力論證

目前適合蘇里格氣田長水平段水平井壓裂作業(yè)的連續(xù)油管是`50.8 mm連續(xù)油管,長度為5 300 m。技術(shù)交流及理論計算表明,采用`177.8 mm套管+ `114.3 mm尾管完井,`50.8 mm連續(xù)油管最深可鉆至5 200 m,在蘇里格中區(qū)水力橋塞可進入水平段1 550 m。在井口限壓70 M Pa前提下,為確保速鉆橋塞順利下入和套管壓裂施工,推薦采用壁厚7.37 mm的P110鋼級套管。

2.1.3.2 井身結(jié)構(gòu)與固井方案

綜合考慮鉆井施工、壓裂方式對固井的要求,初步優(yōu)選出兩套井身結(jié)構(gòu),通過反復(fù)研究論證和軟件模擬,制訂了完善可靠的完井施工方案:采用`152.4 mm裸眼下`114.3 mm套管固井,并先試驗1 200 m左右長水平段固井作業(yè)。

通過合理通井程序、改進套管管串結(jié)構(gòu)、優(yōu)化水泥漿配方、完井液性能及固井工藝等多項措施,2010年10月25日,在蘇東eeH2井開展了國內(nèi)首口`152.4 mm井眼長水平段套管固井一次獲得成功。該井完鉆井深4 506 m,水平段長1 400 m,水平段`152.4 mm井眼下`114.3 mm套管固井作業(yè)的順利完成,為氣田水平井水力橋塞多段壓裂試驗提供了良好的井筒條件。

2010年11月16—27日在蘇東eeH2井開展了水力橋塞分段壓裂,順利完成了15段分壓,創(chuàng)造了國內(nèi)氣田水平井分段壓裂段數(shù)的最高紀(jì)錄。該井采用`152.4 mm裸眼下 `114.3 mm套管,水平段長1 400 m,解釋有效儲層793 m,有效儲層鉆遇率為56.5%。壓裂施工各段破裂壓力明顯,15段累計加砂312.9 m3,全部壓裂作業(yè)歷時13 d,壓后鉆塞歷時2 d。

2.2 直井分層壓裂技術(shù)試驗進展

針對長慶氣區(qū)多層開發(fā)需求,以蘇里格氣田東區(qū)巖屑砂巖多薄層改造為研究重點和難點,近年來不斷加大直井分層壓裂攻關(guān)力度,以“多薄層改造、降低壓裂液傷害”為主體的改造思路,形成了以不動管柱機械封隔分層壓裂為主的多層壓裂工藝,并開展了其他探索性分層壓裂試驗。

2.2.1 “機械封隔+投球分壓”工藝

目前研發(fā)的封隔器分壓工具最多能實現(xiàn)一次機械分壓3層,無法滿足4層以上改造要求。針對蘇里格氣田東區(qū)儲層一井多層比例高,以3～4層為主,為此提出了機械分壓工藝和尼龍球分壓工藝結(jié)合使用,不動管柱一次壓開多層以提高縱向改造程度的技術(shù)思路。并對投球分壓應(yīng)用條件和封堵效果影響因素分析進行了研究,2008—2009年在蘇里格氣田東區(qū)開展機械封隔+投球分壓工藝試驗19口井,其中一次分壓4層試驗8口井,主要應(yīng)用于盒8段、山1段、山2段和馬五段等組合層系,平均獲無阻流量7.77×104m3/d,應(yīng)用效果較好。

同時,針對存在多段氣層,隔層遮擋差的儲層,以提高壓開程度、改善支撐剖面為目的,開展前置液投球多層壓裂工藝試驗。該技術(shù)是在前置液造縫階段投球暫堵高滲層,動用低滲透氣層,所有層壓開后一次加砂形成支撐裂縫,能實現(xiàn)各層有效改造。為實現(xiàn)該工藝目的,針對該技術(shù)暫堵球優(yōu)選(座住孔眼的條件、掉落入井底條件、密度大小)和施工排量優(yōu)化兩個技術(shù)關(guān)鍵點進行了研究,并在2009—2010年應(yīng)用14口井,總體取得較好的改造效果,基本達到了前置液投球分壓工藝目的。

2.2.2 分壓分試工藝實現(xiàn)多層快速評價

通過調(diào)研,國內(nèi)外尚未在氣井上開展過一趟管柱能同時滿足多層分層壓裂和單層獨立測試的工藝技術(shù)。為解決壓后分層測試的難題,探索快速改造、準(zhǔn)確評價儲層的新方法,在機械封隔器分層壓裂管柱的基礎(chǔ)上自主研發(fā)了分壓分試技術(shù)研究。該工藝原理是:一次射孔,一趟管柱多層壓裂,合層排掖,投井下控制器實現(xiàn)氣井單層選擇性測試求產(chǎn)。

通過2008年以來的持續(xù)研究和試驗,突破了分層壓裂后形成空井筒、滑套噴砂孔開啟關(guān)閉、測試控制器研發(fā)、下層封隔器反洗閥關(guān)閉機構(gòu)研發(fā)4個技術(shù)關(guān)鍵,在蘇里格氣田共開展11口井試驗,經(jīng)過不斷的現(xiàn)場試驗與室內(nèi)工具完善,實現(xiàn)了一次射孔、分層壓裂、分層測試的目的。

實例1:蘇東ff井為蘇里格東區(qū)的1口開發(fā)井,對山1段、盒8下亞段進行分層壓裂合層排液求產(chǎn)井口產(chǎn)量2.357×104m3/d(pt=14 M Pa),后進行了兩層分層測試,其中山1段測試井口產(chǎn)量為1.178 4×104m3/d(pt=15.9 M Pa)、盒8下亞段測試井口產(chǎn)量為1.366 8×104m3/d(pt=12.1 M Pa)。

2.2.3 新型分層壓裂技術(shù)探索性試驗

為探索充分發(fā)揮各含氣層段產(chǎn)量的貢獻,從2009年開始探索性試驗了2種新型連續(xù)分層壓裂工藝。

2.2.3.1 套管滑套完井分層壓裂技術(shù)

該技術(shù)通過將滑套與套管連接一同下入到目的層段,逐級投入飛鏢打開滑套實現(xiàn)分層壓裂,球座通過前一級壓裂時壓力傳遞縮徑而形成,避免了常規(guī)分層壓裂工具球座逐級縮徑對壓裂級數(shù)的限制。

目前該技術(shù)在長慶氣田累計完成4口井的現(xiàn)場試驗,最多連續(xù)分壓9層,創(chuàng)造了長慶氣田連續(xù)分壓的紀(jì)錄。

實例2:米gg井根據(jù)其儲層物性、壓力、儲層應(yīng)力剖面特征,優(yōu)選9段改造層段多層壓裂增產(chǎn)思路及方案。壓裂時各級滑套打開明顯,施工順利,壓后進行了產(chǎn)氣剖面測試,發(fā)現(xiàn)該井山2段、盒7段為主要產(chǎn)水層,進行了該工藝在國內(nèi)外首次關(guān)閉套管滑套作業(yè),成功實施了壓后鉆飛鏢作業(yè)和關(guān)閉產(chǎn)水層滑套后,該井產(chǎn)水量從16.7 m3/d下降到3.6 m3/d,測試井口產(chǎn)量從1.89× 104m3/d上升到5.70×104m3/d,取得了較好的效果,達到了充分發(fā)揮各產(chǎn)氣層產(chǎn)量和工藝試驗?zāi)康摹?/p>

2.2.3.2 連續(xù)油管分層壓裂技術(shù)

該技術(shù)使用連續(xù)油管噴砂射孔、環(huán)空進行主壓裂、砂橋進行封隔下層、作業(yè)后連續(xù)油管沖砂。目前已完成3口井17層現(xiàn)場試驗,單井最高分壓8層,最快實現(xiàn)了一天連續(xù)分壓4層,創(chuàng)造了該工藝在國內(nèi)氣田直井壓裂的記錄。從試氣結(jié)果分析,有2口井見到增產(chǎn)效果,其中桃hh井壓后進行了產(chǎn)氣剖面測試表明:在高流壓條件下,主力產(chǎn)層產(chǎn)量貢獻率較高,部分低產(chǎn)層對試氣產(chǎn)量無貢獻,低產(chǎn)層生產(chǎn)能力需要進一步評價。

2.3 低傷害壓裂液技術(shù)研究進展

蘇里格氣田東區(qū)巖屑砂巖儲層物性較差、孔喉半徑小、排驅(qū)壓力大、黏土礦物總量較高,儲層易受壓裂液傷害。應(yīng)用中區(qū)JL-1壓裂液巖心傷害率達到32.15%(80℃實驗條件),表現(xiàn)出明顯的不適應(yīng)性。

為進一步降低壓裂液傷害、提高壓裂效果,利用核磁共振巖心技術(shù)及巖心流動實驗研究了蘇里格氣田東區(qū)壓裂液傷害機理。研究表明,壓裂液引起的黏土膨脹及長期滯留是巖屑砂巖氣藏傷害的主要因素,儲層的低壓特性及壓裂液殘渣對微裂縫及支撐裂縫的堵塞是導(dǎo)致壓裂液返排困難滯留地層的原因。

針對蘇里格氣田東區(qū)巖屑砂巖傷害機理,開展了新的低傷害壓裂液體系研究。

目前國內(nèi)外使用的表面活性劑壓裂液體系均為陽離子型或陽離子復(fù)配為主,由于砂巖巖石表面都帶有負電性,陽離子表面活性劑壓裂液易被巖心表面吸附形成薄膜,返排效果較差。針對蘇里格氣田東區(qū)上古生界巖屑砂巖儲層物性較差、黏土礦物含量高、孔喉半徑小以及壓力系數(shù)低等特點,開發(fā)了新型陰離子表面活性劑壓裂液。新型陰離子表面活性劑壓裂液與陽離子表面活性劑相反,其與砂巖表面的負電性相斥,不易在砂巖表面吸附,很難進入砂巖及其填隙物的孔喉。

室內(nèi)實驗評價結(jié)果表明(表1),該壓裂液防膨性好、濾失小、易破膠返排,改善了陽離子表面活性劑對儲層巖石吸附傷害大的缺點,總體表現(xiàn)出該體系分子結(jié)構(gòu)小、表面張力低、傷害小的良好性能[5]。

表1 壓裂液性能對比表

2008—2010年共在蘇里格氣田東區(qū)試驗陰離子表面活性劑壓裂液33口井,平均無阻流量為8.61× 104m3/d,與對比井相比增產(chǎn)效果明顯。

3 結(jié)論

1)通過持續(xù)開展技術(shù)攻關(guān),長慶氣區(qū)低滲透砂巖氣藏壓裂技術(shù)不斷取得階段性突破,形成了以直井多層機械分層壓裂、水平井多段水力噴射分段壓裂、低傷害壓裂液等為核心的氣藏主體裂改造技術(shù),并在各氣田得到廣泛應(yīng)用,提高了氣田開發(fā)效益。

2)水平井分段壓裂工藝取得突破性進展,增產(chǎn)效果顯著。以水力噴射壓裂為方向?qū)崿F(xiàn)了由拖動分段壓裂向不動管柱分段壓裂的跨越式變化,實現(xiàn)了水平段`114.3 mm套管一次壓裂1段到3段到5段再到7段的跨越,并在`152.4 mm裸眼成功實現(xiàn)一次分壓10段;引進試驗了裸眼封隔器分段壓裂技術(shù)和水力橋塞分段壓裂技術(shù),水力橋塞技術(shù)創(chuàng)造了國內(nèi)氣田水平井一次分壓15段的最高紀(jì)錄。2008—2010年在蘇里格氣田水平井現(xiàn)場試驗29口井,平均無阻流量為36.05×104m3/d(26口),試氣產(chǎn)量是鄰井平均產(chǎn)量的3～5倍。

3)直井分層壓裂技術(shù)以不動管柱機械封隔分層壓裂為主,并開展了其他探索性分層壓裂試驗,其中氣井分層壓試工藝實現(xiàn)了2層快速試氣快速評價,連續(xù)油管分層壓裂技術(shù)實現(xiàn)了8層連續(xù)分壓的突破,套管滑套分層壓裂創(chuàng)造了目前國內(nèi)直井9層連續(xù)分壓的紀(jì)錄。

4)研發(fā)的陰離子表面活性劑壓裂液具有防膨性好、易破膠返排、傷害小等特點,在蘇里格氣田東區(qū)應(yīng)用33口井,平均無阻流量為8.61×104m3/d,與對比井相比增產(chǎn)效果明顯。

[1]付鋼旦,凌云,馬旭.蘇里格氣田分層壓裂技術(shù)研究[J].天然氣工業(yè),2008,28(增刊B):99-103.

[2]趙振峰,王小朵,張燕明,等.蘇里格氣田壓裂液體系的改進與完善研究[J].鉆采工藝,2006,29(2):39-41,45.

[3]趙振峰,馬旭,凌云,等.蘇里格氣田較大規(guī)模壓裂改造技術(shù)研究[J].新疆石油天然氣,2008,4(增刊):120-125.

[4]李憲文,趙文軫.水力射孔射流壓裂工藝在長慶油田的應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2008,30(4):67-70.

[5]丁里,呂海燕,趙文,等.陰離子表面活性劑壓裂液的研制及在蘇里格氣田的應(yīng)用[J].石油與天然氣化工,2010,39 (4):316-319.

New progress in fracturing technologies for low-permeability sandstone gas reservoirs in Changqing Gas Fields:A case study of the Sulige Gas Field

Li Xianwen,Ling Yun,M a Xu,Zhang Yangming,Gu Yonghong,Zhou Changjing,Wang Yajuan
(State Key Laboratory for Ex p loration and Development of Low -Permeability Oil and Gas Fields∥Oil& Gas Technology Research Institute,Changqing Oilfield Com pany,PetroChina,Xi’an,Shaanxi710018,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 2,pp.20-24,2/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

During the tenth Five-Year Plan,fracturing techniques includingmechanical layered fracturing,low-damage f racturing fluid,op timum-scale fracturing,and CO2fracturing,and theirmatching technologies have been formed for Changqing’s low-permeability sandstone gas fields.In o rder to further imp rove the development p rofit of these gas fields,we have tackled key p roblem s in the multi-stage fracturing in horizontal wells and conducted pilot testsof the layered fracturing in verticalwells.As a result,a remarkable p rogress has been made on the above two aspects.Breakthrough in multi-stage fracturing in ho rizontal wells has been made to significantly increase the gas p roduction.O riented by hydraulic-jetting fracturing,one trip fracturing f rom 1 to 10 stages has been realized;hydraulic bridge p lug staged fracturingmade a reco rd that it can stimulate 15 stages atone time in the gas fieldsof China.The first experiment w ith self-developed high perfo rmance open-hole packer realized 4 stages fracturing at one time.From 2008 to 2010, pilot tests have been done on 29 ho rizontalwells in the Sulige Gas Field,the gas p roductivity of w hich have been 3 to 5 timesof their adjacent verticalwells;Among them,there are 4 wells in w hich the p roduction of absoluteopen flow reachesover 1 million cubicmeters.The layered fracturing technology in vertical wells is dominated by mechanical isolation fracturing without pulling string.But other kindsof layered fracturing technologies have also been researched and a breakthrough has been made.Layered f racturing and layered test in a gas well realized rapid gas test and evaluation on two zones.Layered fracturing w ith coiled tubing can continuously f racture 8 zones in a single operation.The casing sleeve layering technology,so-called treat and p roduce(TAP)comp letion system, has helped f racture 9 zones in a single and continuousoperation,w hich sets up a reco rd in domestic verticalwells.Our self-developed f racturing fluid of low-damage anionic surfactant helps achieve a good result in enhancing the gas p roductivity.

Late Paleozoic,sandstone,fracturing,horizontal well,Sulige Gas Field

國家科技重大專項項目“鄂爾多斯盆地大型巖性地層油氣藏勘探開發(fā)示范工程”(編號:2008ZX05044)的部分成果。

李憲文,1963年生,高級工程師;主要從事油氣田改造及技術(shù)管理工作。地址:(710021)陜西省西安市未央?yún)^(qū)明光路。電話:(029)86590698。E-mail:lxw_cq@petrochina.com.cn

李憲文等.長慶氣區(qū)低滲透砂巖氣藏壓裂工藝技術(shù)新進展——以蘇里格氣田為例.天然氣工業(yè),2011,31(2):20-24.

10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.005

2011-01-31 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.02.005

L i Xianwen,senio r engineer,born in 1963,ismainly engaged in technicalmanagement and EOR measures of oil and gas fields.

Add:M ingguang Rd.,Weiyang District,Xi’an,Shaanxi 710021,P.R.China

Tel:+86-29-8659 0698 E-mail:lxw_cq@petrochina.com.cn