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苏里格致密砂岩气藏水平井体积压裂技术研究与试验_图文

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里格 致密 砂岩 水平 体积 技术研究 试验 图文
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钻 采 工 艺 015年1月 015 苏里格致密砂岩气藏水平井体积 压裂技术研究与试验 周长静 ,张燕明 ,周少伟 ,苏国辉 ,韩巧荣 ,郝瑞芬 ’ (1中国石油长庆油田油气工艺研究院2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室) 周长静等.苏里格致密砂岩气藏水平井体积压裂技术研究与试验.钻采工艺,2015,38(1):44—47 摘要:近年来,体积压裂技术成为非常规油气藏开发的关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层 压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的非常规气藏,前期水平井采用传统压裂技术改 造单井产量低,难以实现经济有效开发。为实现气田水平井高效开发,通过分析苏里格气田致密砂岩储层天然裂 缝发育程度、水平两项应力差以及脆性指数等影响体积压裂的主控因素,建立了苏里格气田致密砂岩储层体积压 裂技术模式,研究试验形成了复杂裂缝网络特征压裂参数体系,创新形成了体积压裂高效工艺和液体体系。现场 试验增产效果显著,总体上较常规水平井单井产量提高1.5~2.0倍,为国内致密气储层体积压裂设计提供了有益 的借鉴。 关键词:致密砂岩气藏;体积压裂;改造体积;天然裂缝;脆性;裂缝网络 0.3969/J.006—768X.2015.2 苏里格气田上古生界致密砂岩气藏与常规气藏 相比,致密气藏成藏机理、分布规律、孔喉特征、渗流 特征复杂,普遍具有低孔、低渗、低压、低丰度的特 征,储层致密,孔喉结构差,启动压力高。采用常规 改造工艺单井产量低。现有压裂改造技术难以实现 致密气藏的经济有效开发。急需开展储层改造新工 艺技术研究,实现其经济有效开发。 近年来,北美地区非常规油气田开发技术发展 迅速,特别是在致密油气、页岩气开发方面取得了长 足的进步 。非常规油气产量迅速增长,不仅改变 了北美能源生产与消费结构,而且在全球范围内掀 起了一场致密、页岩油气的开发热潮。国外致密油 气资源能够得以有效开发,主要得益于三维地震、油 藏精细描述、水平井开发、体积压裂与监测、“工厂 化”作业,尤其是体积压裂技术的突破,使得单井产 量大幅攀升。国外致密油气有效开发的先进技术为 盆地致密油藏资源动用提供了一定借鉴。长庆油田 密切跟踪国外致密气储层改造先进技术理念,深入 分析盆地致密油储层特征,研究盆地致密气体积压 裂机理,开展了盆地致密砂岩气藏体积压裂技术探 索研究及试验。 一、盆地致密砂岩气藏特征 致密气藏是指赋存于致密砂岩储层中、未经过 大规模长距离油气运移的气藏。世界上并无统一的 致密气标准和界限,二十世纪70年代,美国联邦能 源管理委员会将储层渗透率小于0.1 不包含裂缝)定义为致密气藏,并以此作为是否给 予生产商税收补贴的标准。中国尚无致密气标准, 中石油企标规定,致密气为地层渗透率小于0.1 气藏,国内主要分布在鄂尔多斯、四川、松辽等沉 积盆地 J。鄂尔多斯盆地苏里格气田储层空气渗 透率介于0.1~1 于典型致密气藏,苏 里格致密气与国外致密气相比,压力系数低,属于典 型的低压致密气藏。结合致密气体积压裂,分析盆 地地质特点,突出表现为以下几个特点。 1.储层天然裂缝特征 储层是否存在天然裂缝,对体积压裂形成缝网, 增大改造体积至关重要 J。对于体积压裂,天然微 收稿日期:2014—02—18;修回日期:2014—11—24 基金项目:中国石油天然气股份公司重大科技专项项目“油气藏改造技术重大现场攻关”(2011 作者简介:周长静(1980一),工程师,硕士研究生,2003年毕业于西南石油大学油气田开发专业,现在长庆油田油气工艺研究院从事气田 压裂酸化技术研究工作。地址:(710021)陕西省西安市未央区明光路凤城三路,电话:13571951230,E—cq@38卷第1期 8 钻 采 工 艺 45· 裂缝可以降低分支缝的形成所需净压力。天然微裂 缝性储层使天然微裂缝张开形成分支裂缝的力学条 件的施工过程中,压裂裂缝内的净压力超过储层水 平主应力差值。苏里格东区天然微裂缝发育程度与 国外典型致密砂岩及页岩存在较大差距,苏里格东 区天然微裂缝发育程度低于国外典型致密砂岩及页 岩,储层孔隙类型以溶孔、晶间孔为主,发育较少的 微裂缝,而国外典型的致密砂岩、页岩天然微裂缝发 育程度相对较高。 2.储层脆性特征 岩石的脆性是北美致密油气开发发展过程中总 结出的判断岩石可压性即形成网络裂缝难易程度一 个非常重要的物理量 J,岩石的脆性大,压裂过程 中岩石在水压力作用下易于破碎,形成复杂裂缝,岩 石脆性小,压裂过程中岩石在水压力作用下易于发 生朔性形变而不易破碎,形成简单裂缝。为评价鄂 尔多斯盆地苏里格气田致密气储层脆性特征,开展 了岩石破裂特征分析研究,研究结果表明(表1),苏 里格气田致密砂岩脆性指数平均40—65,岩石脆性 较强。通过体积压裂可以打碎储层,形成错断、滑 移、剪切裂缝,在储层内形成“人造渗透率”,并与天 然裂缝形成缝网系统。 3.储层水平两向应力差 研究表明,较小的水平两向应力差即水平两向 应力非均质性系数小于0.20时,有利于产生多方向 的水力裂缝(图1),从而进一步形成复杂裂缝。岩 心地应力测试结果表明(表2),苏里格气田砂岩两 向应力差在7—8 向应力非均质性系数 等于0.17,有利于在储层内产生分支缝,形成一定 程度的缝网。 表1 苏里格气田砂岩脆性指数研究结果 杨P 模 量 气田名称 泊松比 瞻性指数 83 ∞0 O.15 77.3~87.1 000—20690 0.23 29.3—41.6 1000—41300 0.26 43.0—50.4 7600~483.2 52.6~67.3 苏里格气田砂岩 23860~39177 0.23 40.0~65.0 图1 水平两向应力差与形成复杂缝网关系图 表2苏里格气田致密砂岩水平两向应力测试结果 球 乎: 嚣大地 匾 ‘’ F 最小地 L1 屈 嘉 壁 _同应 力非均 区块 层位 岩性 _ M a a 。 M a 质性 系数 苏东 盒8 砂岩 51.14 43.76 7.38 0.17 苏南 盒8 砂岩 69.93 59.54 8.39 0.14 苏中 盒8 砂岩 55.88 47.76 8.12 0.17 4.小结 通过天然裂缝、脆性特征以及两项应力差等储 层特征分析,苏里格气田致密砂岩储层具备体积压 裂形成复杂缝网的基本要求。但苏里格致密气储层 地层压力系数低,需要开展致密砂岩气藏体积压裂 缝网特征研究、改造体积优化等研究,形成技术 系列。 二、盆地致密气体积压裂缝网特征研究 1.井下微地震裂缝特征监测分析 为认识苏里格气田致密砂岩体积压裂裂缝扩展 形态,开展了井下微地震裂缝测试。开展了体积压 裂不同设计方案下井下微地震裂缝监测评价。分析 研究结果显示,缝网带长、带宽随排量及液量等参数 的变化,具有较大差异,但总体上为条带型裂缝。综 合分析认为该区致密砂岩气藏体积压裂形成的裂缝 形态是以主缝为主、天然裂缝开启及交错为辅的缝 网形式(见图2),不同于页岩气压裂后复杂的缝网 形态(见图3)。 捆足 匣 怔 图2苏里格致密气体积压裂井下微地震裂缝监测结果 ·46· 钻 采 工 艺 褪 尽 一 _.匪 东西向距离,m 图3 美国015年1月 015 2.改造体积的优化 苏里格致密砂岩储层突出的特点是地层压力系 数低,天然裂缝发育程度相对较差。如果按照国外 体积压裂改造模式将面临单井产量低、稳产难度大的 问题。因此国外成熟技术并不完全适用于鄂尔多斯 盆地致密气藏开发,需要开展体积压裂研究与试验, 探索盆地致密砂岩气藏有效的体积压裂设计模式。 天然裂缝发育的致密油储层具有双重介质油藏 渗流特征,基于盆地苏里格气田致密砂岩气藏特征, 建立了缝网参数优化模型,开展裂缝模拟,优化水平 井体积压裂改造体积。 结合不同水平井段数、带长、缝间距等参数,研 究了压裂规模以及施工排量对改造体积对产量的影 响。试验表明,改造体积与压裂规模以及施工排量 存在正相关性(见图4、图5),即单段注入液量液量 越大,施工排量越大,获得的改造体积越大。 g × 蛙 {怒 吕 × 蠡 划 单段注入液量,m 图4注入液量与改造体积的关系图 施工排量/(m’. 图5 注入排量与改造体积的关系图 三、盆地致密气体积压裂 关键技术研究与试验 1.体积压裂设计模式优化 鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏与国外致密气层相 比,具有一定的相似性,可以借鉴国外储层改造设计 思路 ],但同时也发现在压力系数、天然微裂缝发 育程度等方面存在一定差异。盆地致密气藏突出的 特点是地层压力系数低,天然裂缝发育程度相对较 差,并且天然裂缝方位较为单一。如果按照国外自 然能量开发方式及体积压裂改造模式将面临单井产 量低、稳产难度大的问题,需要针对盆地储层特征, 探索与试验有效的体积压裂设计模式。 在体积压裂复杂缝网裂缝扩展模拟及工艺参数 优化方面,目前国内外研究还不成熟,没有较为成熟 的方法及优化软件可借鉴。本文研究主要通过井下 微地震实时裂缝测试所获得的微地震事件情况估算 致密储层的增产体积,并进一步优化方案设计及工 艺参数。研究以“开启和支撑天然微裂缝 形成适 度改造体积”为目标,研究形成“低黏液体造缝、高 黏液体携砂、多尺度支撑剂组合、大排量注入”混合 压裂设计模式。 2.水平井体积压裂工艺研究 针对低渗砂岩气藏,通过近几年的攻关,长庆气 田形成了水平井 88.9 段压裂两大主体工艺,具有成本低、操作简便的优 势,但面对致密砂岩气藏体积压裂,存在无法满足体 积压裂大排量、大液量等参数要求。 为实现气田水平井体积压裂高排量注入,扩大 改造体积,在不改变现有井身结构的前提下,研发了 现了“大 排量、大砂量、大液量”体积压裂技术要求,分压能 力进一步提升,最高能够实现一次分压23段。 根据理论计算 达到7.0~12 m /合多级滑套球座启动压 力及材质耐磨性能,对球座节流压差和最大冲蚀速 度进行论证, 段受球座冲蚀影响外,最大施工排量均可达到 10.0 m /够初步满足水平井体积压裂 试验要求。 3.致密气体积压裂液体体系研究 室内实验分析表明,压裂液黏滞特性和大分子 物质是造成致密储层渗透率伤害的主要原因。面对 致密储层和体积压裂特点,常规压裂液存在较大挑 战:储层喉道细小、孔喉结构复杂,低伤害性能要求 第38卷第1期 8 钻 采 工 艺 47· 更高;交联胍胶摩阻大,无法实现高排量注入;人地 液量大(单井增加为1 000—6 000 m ),低压储层返 排难度大;单井压裂液成本急剧上升(单井增加160 —480万元)。 结合盆地致密储层特征及体积压裂工艺特点, 从低伤害、低摩阻、低成本、可连续混配、可重复利用 角度出发,通过分子设计,研发关键添加剂,形成了 体积改造混合压裂液体系。 3.1 超低浓度胍胶压裂液体系 创新提出双元络合的交联思路,研发了新型长 链多极性螯合交联剂,开发了超低浓度胍胶压裂液 技术。新型交联剂设计有长极性分子链,能与空间 距离较远的胍胶分子相互作用,保证在浓度降低的 情况下体系具有较好的交联性能。并配套研究了 “离子屏蔽”处理剂,实现了胍胶压裂液重复再利 用。实验表明可在0.15%~0.25%胍胶浓度下交 联,耐温能力可达55℃一120图6),相同性 能条件下稠化剂使用量可较常规体系减少50%。 时间,s 图6低浓度胍胶耐温剪切性能曲线 3.2研发了新型可重复利用滑溜水压裂液 针对致密气孔喉细小、体积压裂入地液量大、排 量高、磨阻大的特点,室内开展了高效减阻剂、高效 助排剂等关键添加剂的研发,高效减阻剂满足了体 积压裂大排量注入,减阻剂现场测试表明能够有效 降低流体湍流摩擦阻力,在073 m / 阻率达64.1%。高效助排剂解 决了大液量改造的压裂液返排问题,增大了体系与 岩心表面的接触角,显著降低了流动毛管阻力。形 成的以低分子聚合物为主剂的新型可重复利用滑溜 水压裂液体系,具有低黏度、低摩阻、低伤害、高返 排、宜携砂、低成本的特点,并且该体系具有较强的 耐盐性能,无需离子处理即可重复利用更能适应水 平井体积压裂改造工艺的需求。 四、试验效果 2012年以来,苏里格气田在苏东、苏中等区块 通过大液量、大排量、低砂比压裂施工改造方式开展 了水平井体积压裂试验,累计改造40余口井,单井 最大加砂1 092.0 m ,最大人井液量12 877.0 m , 最高施工排量达11 m /高分压18段,平均试 气无阻流量74.4×10 d,较常规压裂水平井无 阻流量45.5×10 m /0 m /进一步扩大改造体积,增产效果显著。 五、结论 (1)通过室内实验分析研究表明,苏里格致密 砂岩岩石脆性和天然微裂缝等特征具备形成网状裂 缝的条件,同时储层脆性度较高,岩石在压裂过程中 易剪切破坏,能够形成一定程度的缝网。 (2)体积压裂工艺增大了改造体积,扩大了泄 油面积,但盆地致密砂岩储层体积压裂缝网形态为 以主裂缝为主、滑移缝、天然缝开启交错为辅的条带 状缝网系统。 (3)盆地致密砂岩储层形成复杂缝网的体积压 裂改造与压裂规模以及施工排量存在正相关性。 (4)研究试验形成的大排量体积压裂管柱以及 压裂液体积有效提高了单井产量,降低了作业成本, 提高了作业效率,为苏里格气田致密砂岩气藏规模 开发奠定了技术基础。 参考文献 [1]吴奇,胥云,刘玉章,等.美国页岩气体积压裂改造技术 现状及对我国的启示[J].石油钻采工艺,2011,32 (2):1—7. [2]陈作,薛承瑾,蒋延学.页岩气井体积压裂技术在我国 的应用建议[J].天然气工业,2010,30(10):30—32. [3] L, R, J et he C]. 5769,2008. [4]陈鹏飞,刘友权,邓素芬,等.页岩气体积压裂滑溜水研 究及应用[J].石油与天然气化工,2013,42(3):270— 273. , [5]阎存章,李鹭光,王炳芳,等.北美地区页岩气勘探开发 新进展[M].北京:石油工业出版社,2009. (编辑:黄晓川)
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