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石油与天然气前沿技术

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石油 天然气 前沿技术
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石油与天然气前沿技术水力压裂新工艺和新技术 1、端部脱砂压裂技术( 随着油气田开采技术的发展和多种工艺技术的交叉综合运用,压裂技术应用范围已不再局限于低渗透地层,中高渗透地层也开始用该技术提高开发效果。当压裂技术应用于中高渗透性地层时,希望形成短而宽的裂缝,并尽可能地将裂缝控制在油气层范围内。为了适应这一特殊的要求,国外于 20 世纪 80 年代中期研制开发了端部脱砂压裂技术,并很快应用于现场,目前国内也开展了这方面的研究,并取得了很大的进展。 (1)端部脱砂压裂的基本原理 端部脱砂压裂就是在水力压裂的过程中,有意识地使支撑剂在裂缝的端部脱砂,形成砂堵,阻止裂缝进一步向前延伸;继续注入高浓度的砂浆后使裂缝内的净压力增加,迫使裂缝膨胀变宽,裂缝内填砂浓度变大,从而造出一条具有较宽和较高导流能力的裂缝。端部脱砂压裂成功的关键是裂缝的周边脱砂,裂缝的前端及上下边的任何部分不脱砂都不能完全达到预期的目的。端部脱砂压裂分两个不同的阶段。第一阶段是造缝到端部脱砂,这实际上是一个常规的水力压裂过程,目前的二维或三维模型都可以应用。第二阶段是裂缝膨胀变宽和支撑剂充填阶段,这一阶段的设计是以物质平衡为基础,把第一阶段最后时刻的有关参数作为输入参数来完成的。(2)端部脱砂压裂的技术特点在端部脱砂压裂技术中,压裂液的粘度要满足两方面的要求:一是保证液体能悬砂,二是有利于脱砂。若压裂液的粘度过低,液体内不能保证悬砂,裂缝的上部就会出现无砂区,达不到周边脱砂的目的,在施工过程中也容易导致井筒内沉砂。若压裂液的粘度过高,滤失就会较慢,难以适时脱砂。所以端部脱砂压裂技术对压裂液的粘度要求比常规压裂液的要严格一些。和常规压裂相比,端部脱砂压裂技术的泵注排量要小,这是为了减缓裂缝的延伸速度,控制缝高和便于脱砂。前置液的用量也比常规压裂少,目的是使砂浆前缘能在停泵之前到达裂缝周边。而端部脱砂压裂的加砂比通常高于常规压裂,以提高裂缝的支撑效率。(3)端部脱砂压裂的适用范围端部脱砂压裂技术的突出特点是靠裂缝周边脱砂憋压造成短宽缝,因此只能在一定的条件下使用。主要用于浅层或中深地层(能够憋压地层)、高渗透或松软地层以及必须严格限制缝高的地层。2、重复压裂技术重复压裂技术是改造失效井和产量已处于经济生产线以下的压裂井的有效措施。美国对重复压裂技术的理论研究、工艺技术和矿场应用都作了大量有成效的工作。如美国的田在 891 口井上作业 1700 多次,许多井压裂达 4 次之多,重复压裂成功率达到70%~80%。田在重复压裂作业时采用先进的强制闭合技术和端部脱砂技术,取得了很好的经济效益。重复压裂可用来改造低、中渗透地层;适用于常规直井、大斜度井和水平井。 (1)选井原则 根据油井生产史、地层评价结果及开发动态综合分析进行选井。 ①油井必须有足够的剩余可采储量和地层能量; ②前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败; ③前次压裂生产情况良好,压裂未能处理整个油层或规模不够; ④前次压裂后效果不错,但未给整个措施段提供有效支撑,采取重复改造措施,改善出油剖面。 (2)工艺技术 重复压裂一般要求比初次压裂有更高的导流能力。 ①采用高砂比压裂技术形成高导流能力裂缝; ②采用强制闭合技术使改造段达到最大充填。 使用的压裂液有各种类型(硼交联 胶、钛交联 ),一般用柴油(5%~50%)或能降解的聚合物作防滤失剂,支撑剂粒径从 20/40 目至 12/18 目不等。 3、裂缝检测技术 (1)裂缝高度的检测 ①井温测量法 压裂前先测出地层基准温度剖面,压裂时将冷或热的压裂液注入裂缝中,压裂后测量温度异常值的垂向分布范围以确定裂缝高度。 ②放射性同位素示踪法 一种方法是在支撑剂中混入示踪剂,压裂后用伽马射线测井法测量放射性示踪剂,以了解支撑裂缝的方位和几何形态;另一种方法是在施工最后在压裂液中加入示踪剂,再进行伽马射线测井。 (2)裂缝方位和几何形态的检测 目前在套管井中仍无可靠的检测方法。在裸眼井中已使用井下电视测量、微地震测量、无线电脉冲测量等方法对裂缝进行探测,通过传送系统在地面进行实时显示,分析裂缝的方位和几何形态。 4、压裂中的缝高控制技术 在对薄油层或阻挡层为弱应力层的油层进行压裂时,裂缝可能会穿透生产层进入上下盖层,这样既达不到深穿透的目的,同时也浪费大量的支撑剂和压裂液。为此必须控制裂缝的高度,尽可能将裂缝控制在油气层内。近几年来,国内外对裂缝缝高控制技术进行了广泛的研究。 (1)建立人工隔层控制缝高 这种方法主要是根据地层条件,在压裂加砂之前,通过携砂液注入轻质上浮或重质下沉暂堵剂,使其聚集在新生成裂缝的顶部或底部,形成一块压实的低渗区,形成人工隔层。再适当提高施工压力,就能限制裂缝向上或向下延伸。如果要同时限制裂缝向上或向下延伸,就必须将轻质上浮或重质下沉暂堵剂同时注入地层,形成上下人工隔层。暂堵剂选用空心玻璃或空心陶粒,密度最好在 范围内,粒度为70~120 目,强度为承受净压 颗粒的完好率在 80%~85%以上。(2)注入非支撑剂液体段塞控制缝高这种方法主要是在前置液和携砂液中间注入非支撑剂的液体段塞,这种液体段塞由载液和封堵颗粒组成,大颗粒形成桥堵,小颗粒填充大颗粒间的缝隙,形成非渗透性阻隔段,以达到控制缝高的目的。(3)调整压裂液的密度控制缝高这种方法主要是根据压力梯度来计算压裂液的密度。如果要控制裂缝继续向上延伸,就要采用密度较大的压裂液,使其在重力作用下尽可能向下压开裂缝。反之,如果要控制裂缝不要向下延伸,就必须使用密度较小的压裂液。 (4)冷却地层控制缝高 这种方法是先低排量注入低温液体冷却地层,降低地层应力,这时的注入压力必须小于地层的破裂压力。当冷却地层的范围和应力条件达到一定要求时,再提高排量,注入高浓度降滤剂的低温前置液,压开裂缝。在注入低温液体冷却地层期间的某一时刻,将注入压力提高到造缝压力,进而采用控制排量和压力的方法控制缝高的延伸。这种方法主要用于胶结性较差的地层和用常规水力压裂难以控制裂缝延伸方向的油气层。我国中原、长庆等油田应用上述缝高控制技术均取得较好效果,可降低裂缝高度 30%左右,并增进了裂缝向水平方向延伸。5、高渗层防砂压裂技术高渗透地层的防砂压裂是指对高渗透地层进行压裂的同时,又完成了充填防砂作业。常规的砾石充填防砂方法对高渗透地层容易造成伤害,严重降低导流能力。该项技术要求采用端部脱砂技术,使裂缝中的支撑剂浓度达到足够高。加砂之后继续泵注一段时间增大净压力可以进一步扩大裂缝宽度。若有必要,在施工末期略微降低泵速,可以使支撑剂更好地充填于裂缝中。经验表明,与低渗透地层压裂相比,高渗透地层压裂可以产生较高的裂缝导流能力。这不仅能够获得更高的产量,而且也是极有效的防砂措施。但是应当注意,产量过高、产量变化、水浸等都有可能导致出砂或出砂加重和减产。借助微压裂可获得较精确的裂缝闭合压力、闭合时间、压裂液效率、初损量、滤失系数等数据,还可以设计产生短、宽裂缝,以进一步减小表皮因子。常用的水基压裂液是线性胶凝羟乙基纤维素和硼酸盐交联液,前者主要优点是对地层无伤害性,后者具有良好的可逆性,使支撑剂充填层恢复高渗透率。上述两种压裂液组成的复合压裂既能保护地层又能造出高导流能力的裂缝,用于高渗透地层压裂效果甚佳。采用大颗粒支撑剂效果较好,是发展趋势。目前优选的是20/40 目砂。常规的砾石充填所用的砂的颗粒太小,不能有效地减小近井地带压降和防止出砂。采用该项技术在路易斯安那海上气田渗透率 500×10000×10层,使单井日产量高达 04上,远高于在该地区用常规砾石充填的井的产量。在西部非洲一个高渗透新油田的开发中,采用该项技术使表皮因子下降到 产和防砂均取得良好效果。6、低渗层深穿透压裂技术 水力压裂是强化开发低渗层的基本方法之一,如果仅仅用于处理地层的近井地带,只能取得很有限的效果。近几年来深穿透压裂技术的发展,使其产生的裂缝长度可达300~1200m,极大地扩大了低渗层的可采储量和产量,有力地提高了开发低渗层的效益。 前苏联借助电子计算机对利用该技术开发低渗层进行了评价和分析。结果表明,目前可有效开发的低渗层储量占其总储量的 50%以上,其中 24%属于由于利用了该技术而成为新增可采储量,76%属于利用该技术可成倍地提高开发速度和提高最终采收率的高效可采储量;并认为对于深度不超过 2500m 的井可以用现有的 70力的压裂设备和石英砂,而对于较深的井,特别是超过 3000m 的井,需要用 105力的压裂设备和更可靠的支撑剂。 借助于近年迅速发展的先进的压裂工艺、材料和技术设备,深穿透水力压裂技术从设计到实施,已有可能较好地实现。为了保证该技术有效地广泛应用,目前需要尽快解决的主要问题是研究应用该项技术处理的井的最佳水动力学系统。为此国内外都在致力于利用电子模型和数学模型研究水力裂缝对油田开发指标的影响,处理好油藏、流体特性和裂缝几何尺寸、方位及导流能力与开发注采系统之间的关系,最大限度地提高油田的开发指标和经济指标。低渗透深穿透水力压裂在北美得到了最广泛的应用。美国 25%~30%的原油储量是利用该项技术采出来的。每年进行 4000~6000 次作业,加拿大的低渗层储量所占比例更大,每年进行大约 1500 次作业。 7、低渗层大砂量多级压裂技术 低渗透地层往往具有岩性致密、地下闭合应力高等特点。对这样的低渗透地层采用通常的水力压裂技术,由于裂缝闭合较快,支撑砂易破碎等原因,作业有效期一般都很短,考虑到经济因素,甚至是得不偿失。如何能建立和维护裂缝的高导流能力,以便保持非稳态流期间的高流量,是作业效果成败优劣的关键。为此,近年还发展了大砂量多级压裂技术。该项技术目的是在整个生产层段产生较大的导流通道,因此首先需要大的用砂量。据估算,要使无因次裂缝导流能力大于 10,用砂量需增加 300%。考虑到完井层段的间隔、裂缝高度、现场监控以及机械风险等因素,采取逐步加大用砂量的方式,而且用砂量仍呈增大趋势,目前已设计一次作业用砂量高达 04~04使用压裂环和投球。因地下闭合应力高,支撑剂选用 20/40 目砂或其它大颗粒高强度支撑剂,由于用砂量大,要求使用能在高温剪切作用下保持较高粘度,具有良好抗滤失性和摩阻小的压裂液。现场用的一种适合地层能量较高的线性凝胶,能保证在较高的井口油压下具有足够的携砂能力,裂缝的穿透度相应也较大,一般达到泄流半径的 70%。施工后液体能快速返排,是保证油井良好生产动态最关键的因素。深 主力产层为石灰岩,多处白云岩化,并含有砂质层系,采用大砂量多级压裂技术后,初产量比常规压裂平均高 63%。在第一个月内平均日产量高于 04井占 62%以上,而以前达到这一初产水平的井只有 33%。 8、压裂实时监控技术 实时监控和监测技术,是通过在施工现场实时地测定压裂液、支撑剂和施工参数,模拟水力裂缝几何形状的发展,随时修改施工方案,以获得最优的支撑裂缝和最佳的经济效益。 (1)施工参数监控,包括排量、泵压、砂比等由仪表车直接显示和控制。 (2)压裂质量监测:分别监测混砂车出、入口压裂液(携砂液)的流变性、温度、等参数,对压裂液流变性,特别是加入各种添加剂后的性能以及携砂能力进行定量分析,常用的仪器为范氏系列粘度计,并在模拟剪切和地层温度条件下模拟整个施工过程。对于延缓硼交联压裂液和延缓释放破胶剂体系,矿场实时监测更为重要。 (3)实时压力分析:根据测定的施工参数和压裂液参数用三维压裂模拟器预测井口或井底压力,并与实际值进行拟合,预测施工压力变化(泵注和闭合期间)和裂缝几何形状。主要用途如下: ①识别井筒附近的摩阻影响(射孔和井筒附近裂缝的弯曲),并能定性判断其主要影响因素,判断井筒附近脱砂的可能性; ②评价压裂设计可信程度:如果施工压力与矿场实时预测压力相吻合,则设计的裂缝几何形状是可信的; ③预测砂堵的可能性; ④确定产生的水力裂缝几何形状; ⑤提供施工过程的图像和动画信息。 随着便携式计算机的发展,矿场实时分析在矿场上得到了广泛应用,除 ,其它石油公司也都相继研制和发展了这套系统。在实际应用中,经常与小型压裂测试分析结合应用。9、裂管柱 贝克石油工具公司新近开发出一种连续油管压裂系统 —裂管柱,用于对先前未处理到的层位进行选择性的压裂,从而获得比常规压裂更高效、更经济的压裂效果。应用该技术能一趟管柱实现多层隔离与措施,从而降低了修井作业成本,节省了完井时间。由于该连续油管传送系统能保证高比重压井液不接触生产层,使完井和增产措施均不造成油井伤害,从而快速实现生产优化。具与 统组成一个整体,统的作用是保证连续油管将压裂管柱送入或从井筒中起出。措施时,上部封隔元件和下部封隔元件能隔离一个或多个生产层。一旦第一次措施完毕,系统就复位并重新设置,下入另一个生产层。无论是 隔器和桥塞系统,还是固定跨式双封隔器系统均能对过去遗漏的小型袋状油气藏实施经济高效的增产措施。 10、新型 裂充填系统 贝克石油工具公司新近研制成功新型 统,该系统由多个高性能井下工具组件组成,尤其适用于极高流速和高砂比条件下。在应用软件的辅助下,统可以对压裂充填作业(用陶瓷支撑剂)中泵的排量和容量进行优化,同时还可以将卡泵和套管腐蚀风险降至最低。经过大量模拟和小规模室内实验,该工具被应用于现场。人们还通过小规模室内试验,对工具转向孔的几何形状进行了评估,目的是找出哪种几何形状的转向孔遭遇的腐蚀最轻。此外,还进行了样机试验,以确保尽可能地延长套管的使用寿命。 贝克石油工具公司称,从毁坏性对比试验中可以看出,统的各种性能都胜过其它竞争产品。 优化水力压裂设计 优化水力压裂设计技术包括以下 4 个方面。 1、预测裂缝长度和裂缝导流能力 首先用油藏动态模拟器预测不同的裂缝长度和裂缝导流能力可望达到的油气产量,用所测得的数据建立起裂缝长度和净收益之间的关系,确定达到不同裂缝长度和导流能力所需的费用,最大限度地提高经济回收总额。最经济的压裂优化的主要因素之一是使裂缝特性和地层性质之间达到适当的平衡,一般认为渗透率高的储层也需高导流能力的裂缝,但裂缝长度相对要求不太长。 2、压裂参数设计 影响压裂效果的因素很多,搞好压裂设计的基础是参数设计,也是压裂能否成功的先决条件。目前还不能完全人为地控制裂缝在地层中的延伸状态,但可以人为地选择适当的压裂液、支撑剂等压裂材料的类型、数量、泵入速度。准确控制储层裂缝长度、宽度、裂缝的导流能力、缝高、方位、形状等的方法目前仍处于实验阶段。 优化水力压裂设计的关键参数为:支撑裂缝几何形状和导流能力,井口施工条件和生产管柱尺寸,岩石力学性质和地应力分布,压裂液粘度和滤失性,前置液和支撑剂浓度,排量和施工压力等。 3、压裂数学模型设计 近年来压裂设计水平的提高突出地表现在数学模型的发展和应用上,人们发展和应用了水力压裂的三维数学模型。简单的二维模型,事先人为地假定了裂缝的高度,并认为裂缝的高度在压裂过程中保持不变。裂缝几何尺寸是按线弹性二维计算,流体在裂缝中的流动按一维计算。典型的二维模型有:适应裂缝长而窄,要求缝长远大于缝高的 型;适应裂缝较短较宽,要求缝高大于缝长的 型。这两种模型均不符合现场实际压裂条件。在实际的压裂过程中,缝高和缝长在同时增加,不可能保证缝高不变,所以人们开始了拟三维模型的实验研究,它是利用简化的三维裂缝模型的概念发展起来的,可以计算出裂缝在向的三维扩展。在计算方法上采用了二维的线弹性扩展或二维的流体流动,有的采用了一维的流体流动,多采用了 型作为缝长的延伸,型作为缝高的延伸,就是利用两个二维模型计算出三维的扩展,可以近似地预测出裂缝的几何形状,现已为现场广泛采用。全(真)三维模型是根据平衡裂缝的线弹性方程和裂缝平面内的三维流体流动发展起来的。大多使用应力强度因子和裂缝前缘的几何形状,伴之以三维流体流动来模拟裂缝的延伸过程。 4、压裂数学模型应用研究 国外压裂数学模型在现场得到广泛的应用,它可用于现场各种不同的场合和条件,如裂缝在油层和具有地应力差的相邻层中的扩展分析,地应力和静水压力梯度对控裂缝垂向扩展的作用,停泵后裂缝的进一步扩展,从微形压裂试验中估计地层渗透性能,不同类型压裂液交界面的位置变化以及支撑剂在缝内的分布等。根据不同的用途和目的,国外各石油公司或服务公司都有自己研制的全三维或拟三维压裂模型和软件,例如 司的 司 司的司的 。全三维压裂软件有: ek 司的司的 D 等。 压裂液技术进展 1、低聚合物压裂液 业公司开发了一种称作 新型特低聚合物压裂液。它由聚合物、缓冲剂、交联剂及破胶剂 4 种主要成分组成。聚合物是一种高屈服点的羟甲基胍胶(即一种单独的胍胶衍生物。其聚合物的含量是常规聚合物压裂液的 1/2;利用聚合物与金属基交联剂的交联提高粘度;工作温度 93~121℃;粘度限制在 400s/100样就可获得长且细的裂缝,而不像用硼酸基凝胶液获得的那种短而粗的裂缝。虽然这种压裂液的粘度比较低,但其悬砂能力还是很适合携带含量比较高的支撑剂。通过在现场的 400 次作业,获得了理想的缝长和较彻底的清洁返排。 其优点为: (1)能造成理想的裂缝长度; (2)成本较无聚合物压裂液的低; (3)比常规交联胍胶压裂液的用量要少 1/2,返排更好; (4)降解聚合物的伤害减少。 缺点是在砂粒充填时,仍有轻微的伤害。虽然破胶剂能够有效地降低聚合物的分子量,从而减小液体的粘度,但裂缝中依然含有部分的可削弱导流和排液能力的聚合物。 这种压裂液在美国犹他州 层(低孔、低渗储层)中应用取得了很好的效果。 2、能提高油气井产量的低胍胶硼酸盐压裂液 北美洲石油与天然气公司已经通过减少硼酸盐交联的压裂液的浓度来提高原油产量。许多公司采用硼酸盐交联的压裂液,因为这种体系能够产生高粘度,在剪切条件下重新愈合和形成,并且是以天然存在的廉价的硼酸盐为主要成分。硼酸盐液体对剪切不敏感,交联是可逆的。降低胍胶浓度的目的是为了减少对油层的损害,并且为压裂后更彻底地排液创造条件。其它研究工作已经表明,彻底排液和减少支撑剂的堵塞可以创造更好的裂缝导流能力并提高产量。低胍胶硼酸盐压裂液是淡水与胍胶的混合物,并且由单一的缓冲-交联液所交联。采用缓冲剂可以简化配制工作。因为体系中减少了 30%~40%的胶体,所以压裂后在油层内仅留下较少的胶体和不溶残渣。实际应用表明,在压裂后 3 个月的生产中,石油公司增加净现值 43000 美元。 3、质水基压裂液 哈里伯顿的微聚合物服务公司研制成功一种优质水基压裂液(该压裂液易回收且可重复使用多次。于一种短链聚合物,该聚合物在制造过程中经过化学剪切,最终比原聚合物短 20~30 倍。压裂液中添加有硼酸盐交联剂。泵送停止后,在储集岩天然酸性的作用下,压裂液得以有效破胶。返排液可重新使用。 该公司称,有以下特点:可重复使用,从而节省资金并减少水的用量,解决了水处理问题;裂缝长度增加 3~5 倍,产量和总储量增加幅度与之相当;排液效率翻番,并且无需使用破胶剂;携带支撑剂的能力增强,压裂液滤失量降低。 由于该压裂液泵送后能够自然破胶并恢复其原始粘度,因此,无需驱替支撑剂,压裂液就可以自由地返排到井筒中,然后再回收、过滤和重新使用。采用处理过的 行后续增产作业不仅经济,而且有效。这一特点使得 其适用于遥控作业。 今后的发展方向 1、随着水力压裂施工的要求越来越高,对压裂液和支撑剂的性能要求也越来越高,因此必须加强高性能压裂液和支撑剂的研究与开发。 2、开展有效的裂缝检测技术研究。目前压裂后裂缝的检测技术仍然是水力压裂技术的一个薄弱环节,国内外采用的检测方法虽然取得了一定的成效,但还有很大的局限性,还需要进一步的研究。 3、在中高渗透地层中应用端部脱砂压裂技术,扩大水力压裂技术的应用范围。 4、发展矿场实时监测和分析技术,提高施工的成功率和有效率。
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