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    大牛地氣田薄儲(chǔ)層控縫高壓裂工藝技術(shù)

    2021-06-07 16:01:14劉威
    斷塊油氣田 2021年2期
    關(guān)鍵詞:縫長(zhǎng)支撐劑排量

    劉威

    (中國(guó)石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,河南 鄭州 450006)

    0 引言

    大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地東北部,含氣層位多,巖心滲透率多在1×10-3μm2以下,孔隙度為7%~10%,屬于典型的致密砂巖難動(dòng)用儲(chǔ)層。隨著開發(fā)的不斷深入,剩余可采儲(chǔ)層逐漸變薄,由于壓裂液及施工參數(shù)優(yōu)化不合理,致使縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫,部分井壓裂后初期試產(chǎn)效果較好,但后期穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短,實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度大。

    近年來,針對(duì)薄儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì),國(guó)內(nèi)專家學(xué)者在松遼盆地、鄂爾多斯盆地、江漢盆地等開展了人工隔層、注入非支撐劑段塞、調(diào)整壓裂液密度和低施工排量等控縫高工藝技術(shù)[1],取得一定效果。然而,大牛地氣田薄儲(chǔ)層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)依然存在諸多問題:施工參數(shù)針對(duì)性不強(qiáng),導(dǎo)致縫高難控、支撐劑難以有效支撐裂縫,長(zhǎng)期高導(dǎo)流能力保持較差;支撐劑及泵注程序優(yōu)化不合理,容易形成高窄縫,有效縫長(zhǎng)短,縫寬不夠,高質(zhì)量濃度支撐劑進(jìn)入后極易造成砂堵;壓裂液選擇過于單一,壓裂液優(yōu)化僅從施工安全順利加砂考慮,而忽略了對(duì)縫高的有效控制,影響整體改造體積。針對(duì)以上問題,在優(yōu)化壓裂施工參數(shù)的基礎(chǔ)上對(duì)薄儲(chǔ)層壓裂工藝技術(shù)進(jìn)行了研究,以尋找一種適合薄層壓裂的加砂模式,增大有效改造體積,提高裂縫導(dǎo)流能力。

    1 壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)

    1.1 模擬條件

    為有效控制裂縫高度延伸,需要對(duì)施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化模擬[2-8],參數(shù)的合理性直接影響壓后穩(wěn)產(chǎn)效果。主要研究層位深度為2 600 m,巖性為巖屑石英砂巖,平均砂體厚度為10 m,平均孔隙度為9.3%,平均滲透率 0.76×10-3μm2,壓力系數(shù)為 0.93,地層溫度為 85 ℃。目的層巖石泥質(zhì)雜基質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于5%,主要為伊利石和綠泥石,少量為高嶺石、方解石、石英。儲(chǔ)隔層應(yīng)力差較大,為2.8~9.6 MPa。應(yīng)用壓裂裂縫模擬軟件,采用高黏壓裂液(0.42% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3,黏度為150~200 mPa·s)、中黏壓裂液(0.30% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3,黏度為30~60 mPa·s)、低黏壓裂液(0.10% HPG+1.0%防膨劑+0.05%殺菌劑+0.3%起泡助排劑+0.2% Na2CO3,黏度為10~15 mPa·s)等 3 種體系和 6 種注入模式(2,3,4,5,6 m3/min及變排量(依次為 2,3,4,5,6 m3/min)),模擬了砂體厚度10 m、隔層厚度10 m、儲(chǔ)隔層應(yīng)力差5 MPa條件下,壓裂施工工藝參數(shù)變化對(duì)裂縫參數(shù)的影響。

    1.2 綜合控縫高影響因素

    通過改變排量和壓裂液黏度,可以有效控制縫高延伸情況。不同排量和壓裂液黏度條件下的裂縫延伸情況如圖1所示。由圖可以看出:采用高黏壓裂液,僅在排量小于3 m3/min時(shí),裂縫能在儲(chǔ)層中有效延伸,排量超過4 m3/min,縫高就有失控風(fēng)險(xiǎn),采用變排量施工,控縫效果依然較差;采用中黏壓裂液,排量小于4 m3/min或變排量時(shí),裂縫能在儲(chǔ)層中有效延伸;采用低黏壓裂液,施工排量小于5 m3/min時(shí),裂縫均能在砂體中有效延伸。

    圖1 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫高的影響

    不同排量和壓裂液黏度條件下的縫長(zhǎng)延伸情況如圖2所示。由圖可以看出,壓裂液黏度對(duì)裂縫縫長(zhǎng)延伸的影響不是很明顯,中、低黏壓裂液在提高縫長(zhǎng)方面具有明顯優(yōu)勢(shì),低黏壓裂液對(duì)控縫高有較好作用,因此低黏壓裂液更適合作為前置液來使用。

    圖2 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫長(zhǎng)的影響

    不同排量和壓裂液黏度條件下的縫寬延伸情況如圖3所示。由圖可以看出,低黏壓裂液雖然控縫高效果顯著,但所形成的縫寬較小,容易造成砂堵或損害導(dǎo)流能力。增加排量能夠明顯增加縫寬,當(dāng)排量大于5 m3/min時(shí),也容易造成裂縫不能在砂體中有效延伸。因此,需要采取變排量的造縫方式,以控制縫高。

    圖3 不同排量條件下壓裂液黏度對(duì)縫寬的影響

    1.3 壓裂參數(shù)優(yōu)化

    不同砂體厚度條件下,不同排量產(chǎn)生的支撐縫長(zhǎng)情況如圖4所示。由圖可以看出,砂體厚度8 m時(shí)可以有效控制縫高,排量越小,支撐縫長(zhǎng)越長(zhǎng),為了確保施工安全,優(yōu)化排量為3.5 m3/min。砂體厚度12 m時(shí),排量4.0 m3/min增加至4.5 m3/min,縫高難以有效控制,出現(xiàn)支撐縫長(zhǎng)下降趨勢(shì),因此,優(yōu)化排量為4.0 m3/min。砂體厚度16 m時(shí),支撐縫長(zhǎng)隨排量的增加而增加,為有效控制縫高,優(yōu)化排量為4.5 m3/min。

    圖4 不同砂體厚度條件下支撐縫長(zhǎng)隨排量的變化

    不同砂體厚度條件下,不同加砂量產(chǎn)生的支撐縫長(zhǎng)情況如圖5所示。

    圖5 不同砂體厚度條件下支撐縫長(zhǎng)隨加砂量的變化

    由圖5可以看出,不同砂體厚度條件下,支撐縫長(zhǎng)均隨加砂量的增加而增加。加砂量過少,會(huì)影響導(dǎo)流能力,支撐縫長(zhǎng)過短;但是加砂量過多,一方面影響安全施工,一方面增加成本。綜合不同加砂量對(duì)導(dǎo)流能力和裂縫形態(tài)的影響,最終優(yōu)化砂體厚度為8 m時(shí),加砂量40 m3;砂體厚度為12 m時(shí),加砂量50 m3;砂體厚度為16 m時(shí),加砂量60 m3。

    2 薄儲(chǔ)層壓裂配套工藝

    2.1 支撐劑組合加砂

    不同粒徑、不同密度支撐劑組合加入,能夠提高裂縫內(nèi)支撐劑的支撐效率和裂縫的長(zhǎng)期導(dǎo)流能力[9-12],進(jìn)而達(dá)到提高壓裂后初期產(chǎn)量、延緩產(chǎn)量遞減速度以及延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)周期的目的。大牛地氣田砂巖儲(chǔ)層裂縫整體欠發(fā)育,但部分井壓裂過程中有裂縫產(chǎn)生。通過加入小粒徑支撐劑,能夠使其進(jìn)入到裂縫遠(yuǎn)端,支撐天然裂縫和人工裂縫的支縫。最后,再加入低密度、大粒徑支撐劑,提高裂縫導(dǎo)流能力。

    根據(jù)大牛地氣田前期施工資料,計(jì)算出地層閉合壓力梯度約為0.015 MPa/m。大牛地氣田目的儲(chǔ)層垂深2 600 m,地層閉合壓力為39.0 MPa。結(jié)合不同支撐劑組合下的導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)(見圖6),20%40/70目石英砂+40%30/50目石英砂+40%20/40目陶粒的支撐劑組合在40 MPa地層閉合壓力下,導(dǎo)流能力達(dá)到了25 μm2·cm以上,可以滿足裂縫導(dǎo)流能力及增產(chǎn)要求。

    圖6 不同支撐劑組合下的導(dǎo)流能力

    2.2 變黏度多元組合

    為了控制裂縫高度,結(jié)合支撐劑組合加砂工藝,將壓裂過程分為3個(gè)階段,采用不同的壓裂液黏度,在控制縫高的同時(shí)實(shí)現(xiàn)充分造縫和施工安全。第1階段,采用低黏壓裂液體系,黏度為10~15 mPa·s,配套加入低密度40/70目石英砂,控制縫高;第2階段采用中黏壓裂液體系,黏度為30~60 mPa·s,配套加入30/50目石英砂,造縫的同時(shí)進(jìn)一步控制縫高;第3階段采用高黏壓裂液體系,配套加入20/40目陶粒,提高裂縫改造體積和導(dǎo)流能力。

    2.3 前置酸預(yù)處理

    壓裂施工前,擠入一定量的酸液,清洗炮眼,可有效降低裂縫破裂壓力和裂縫開啟時(shí)的縫高[11]。根據(jù)儲(chǔ)層條件合理優(yōu)選酸液配方及注入?yún)?shù),降低地層破裂壓力及整體施工壓力,避免了初始?jí)毫Ω咴斐傻目p高過度縱向延伸,甚至失控現(xiàn)象。酸液配方要考慮儲(chǔ)層的礦物組分,對(duì)鹽酸敏感儲(chǔ)層要優(yōu)化酸液配方,防止發(fā)生酸敏。根據(jù)大牛地氣田礦物成分及壓裂模擬酸液用量5.0~10.0 m3,設(shè)計(jì)排量為 0.5~1.0 m3/min。天然裂縫比較發(fā)育,酸液排量可適當(dāng)增加20%~30%。

    2.4 射孔參數(shù)優(yōu)化

    通過對(duì)射孔參數(shù)的優(yōu)化[13-15],可達(dá)到減緩縫高延伸或者控縫高的目的。采用增大射孔密度和孔眼直徑、優(yōu)化射孔方位角等方法,結(jié)合前置酸預(yù)處理工藝,最大限度地減小近井筒的彎曲摩阻和孔眼摩阻,有效降低地層破裂壓力,從而避免施工初期因破裂壓力過高而直接穿透隔層,使得支撐劑合理鋪置。針對(duì)上部隔層遮擋效果較差的儲(chǔ)層,優(yōu)選底部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔;針對(duì)下部隔層遮擋效果較差的儲(chǔ)層,優(yōu)選頂部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔;針對(duì)上下隔層遮擋效果都較差的儲(chǔ)層,優(yōu)選中部?jī)?chǔ)層進(jìn)行射孔。

    2.5 泵注模式優(yōu)化

    對(duì)泵注模式進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì),優(yōu)化后的壓裂施工泵注程序及與常規(guī)泵注模式(單一排量、單一液體、單一支撐劑)對(duì)比結(jié)果見表1、表2。從優(yōu)化結(jié)果可以看出,采用控縫高壓裂工藝能夠有效提高裂縫支撐效率。

    表1 優(yōu)化后的壓裂施工泵注程序

    表2 施工參數(shù)優(yōu)化前后裂縫參數(shù)對(duì)比

    3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果分析

    基于對(duì)大牛地氣田薄層壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)及配套工藝研究,現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)了19口薄層水平井的壓裂工藝。19口井平均砂體厚度8.9 m,設(shè)計(jì)169段,壓裂166段,配套前置酸預(yù)處理技術(shù),施工成功率由前期的96.1%提高到98.2%,有效降低了地面破裂泵壓,提高了成功率,控制了縫高。采用變排量控縫高技術(shù),平均施工排量由原來的4.5 m3/min降低到3.8 m3/min。同時(shí),采用變黏度組合控縫高技術(shù),縫高得到有效控制,也降低了作業(yè)成本。壓后平均無阻流量為8.6×104m3/d,較優(yōu)化前提高了51.5%,取得較好的改造效果。

    A井是大牛地氣田一口水平井,盒1儲(chǔ)層砂體厚度8.9 m,上下隔層較為發(fā)育,儲(chǔ)層內(nèi)部發(fā)育有泥巖夾層。采用3種方式進(jìn)行控縫高設(shè)計(jì):1)由于目的層泥質(zhì)含量較高,設(shè)計(jì)前置酸為10 m3,降低破裂壓力及整體施工壓力,避免初始?jí)毫^高造成縫高縱向過度延伸。2)采用變排量(依次為 3.0,3.5,4.0 m3/min)、低黏—中黏—高黏壓裂液和40/70目石英砂+30/50目石英砂+20/40目陶粒支撐劑組合工藝,對(duì)縫高進(jìn)行有效控制,提高縫長(zhǎng),進(jìn)一步增加裂縫有效改造體積。3)根據(jù)不同壓裂液黏度下,壓裂施工工藝參數(shù)變化對(duì)裂縫參數(shù)的模擬,最終優(yōu)化的低、中、高黏壓裂液體積占比分別為40%,30%和30%,設(shè)計(jì)加砂量為40 m3,前置液比例45%,平均砂比25%。通過3種控縫高工藝技術(shù)在該井的應(yīng)用,順利完成了壓裂施工。井下微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)表明,裂縫高度得到有效控制,90%都能在砂體里延伸。通過控縫高設(shè)計(jì)優(yōu)化,A井測(cè)試無阻流量為14.8×104m3/d,投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)氣量5.1×104m3,油壓穩(wěn)定在16.0 MPa左右,生產(chǎn)1 a后日產(chǎn)氣量為4.6×104m3,油壓穩(wěn)定在11.0 MPa左右,增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)效果較好,產(chǎn)量較物性條件相似的B井大幅提高(見表3)。

    表3 施工參數(shù)優(yōu)化前后對(duì)比

    4 結(jié)論

    1)通過改變排量和壓裂液黏度,可以有效控制裂縫高度延伸。采用低黏壓裂液,適當(dāng)控制排量,裂縫可在砂體中有效延伸。中、低黏壓裂液在提高縫長(zhǎng)上具有明顯的優(yōu)勢(shì),但低黏壓裂液容易形成較窄的縫寬,造成砂堵或損害導(dǎo)流能力,因此前置液階段可采用低+中黏壓裂液組合,有效控制縫高,提高縫長(zhǎng)和縫寬。

    2)根據(jù)大牛地氣田致密砂巖薄層壓裂工藝研究成果,對(duì)19口井的壓裂工藝參數(shù)和泵注模式進(jìn)行了優(yōu)化。從壓后效果可以看出,平均無阻流量為8.6×104m3/d,初期平均產(chǎn)氣穩(wěn)定在2.8×104m3/d,較優(yōu)化前提高了55%,增產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)效果顯著。

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