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苏里格气田压裂及返排工艺分析

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水平井压裂 井压裂工艺 压裂技术
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- 1 - 苏里格气田 压裂及 返排工艺 分析 第一部分 返排工艺 一 、放喷返排工艺过程及特点分析 苏里格气田压裂放喷采用强制闭合返排工艺,压裂停泵后 20据压裂工艺 、 管柱特点和地层的需要,放喷过程通常需要 4个阶段:闭合 控制阶段,放大排量阶段, 压力上升 阶段,间 歇放喷 阶段。 A、 闭合 控制阶段: 工作制度 : 根据压后停泵压力的大小,及压力降落情况来确定。停泵压力高,压力降落慢的井要选择小的油嘴,反之选择大的油嘴 。 现场通常用 2量控制在 100 特点分析: 1、 由于采用 前置液拌注氮气,压裂后井底附近地层空隙基本被液体占据,短时间内液体不易与氮气和天然气混合,液体中溶解的气量较少,所以此阶段排出物以液体为主。 2、 因压裂施工的欠量顶替以及压裂液残余粘度的影响,此阶段通常有部分支撑剂被带出地面,一般在 3、 通常油压降落速度要高于套压降落速度,当套压高于油压 1隔器解封,油管内的液体在油套管压差和地层压力及液体的弹性能量作用下排出井筒。 4、 当井底压力低于裂缝闭合压力,裂缝完全闭合时,控制排量阶段结束 ,这个过程一般需要 2 B、 放大排量阶段: 工作制度: 通常用 8量控制在 500L/地层不出砂,放喷管线出口不见砂粒(或检查油嘴的磨损程度)为控制原则。 特点分析: 1、 此阶段初期排出物以液体为主是塞状流,后期为气液两相流,气水同喷。在此阶段通常都能见气点火。 2、 裂缝完全闭合,支撑剂受岩石应力的挤压作用被夹持在裂缝 壁面内部,能够比较稳定的固定在一个位置上。 - 2 - 3、 此阶段油套压经历了一个先降落至零后再升高的过程(地质条件好的井油压只降到 2右),而且油压要先于套压上升 。 4、 这个过程因井的类别不同,所 需时间有较大差别,从几小时到十 几 个 小时不等。 5、 由于气体的指进效应,裂缝和地层中的氮气和天然气向井筒运移速度要快于液体,气、液溶解度增大,进入油管内的气量增加,喷式加大,井口油压上升,流体呈气液混合状态、出口见喷势,此阶段结束。 C、 压力上升 阶段: 工作制度: 用 6随着气量增大、压力上升而逐步减小油嘴。 特点分析: 1、 阶段初期呈气液两相流,中期呈段塞流(先是一段含液气体之后是一段含气液体),后期因氮气和天然气的溶解度增大,以致在流动过程中形成不了水柱,而只能在高速气流带动下以雾状 形式排出井筒,呈雾状流 2、 油压上升到 2 3、 返排液量在 70上,即可转入后期间放阶段。 D、 间歇放喷 阶段 工作制度: 由于 深入 地层 远处的 液体向油管聚集 速度小于气体, 返排液量减少,出气量增大,排液效率降低,则应关井恢复, 采取间开工作制度,选择 4-8 喷。 特点分析: 1、 关井时, 由于油套环形空间截面积较油管流通截面积大,进入环形空间内的气量多,气体与液体进行置换后占据液体上部空间,并在液体上部形成一定的压强而将环形空间的液体推向油管,同时,地层内液体也进入井筒。 2、 当井 口压力上升 速率较低 时,说明表压加液柱压力已接近地层压力,地层流向井底的液体 减 少,这时应开井放喷;当开井后见到雾状流就应再次关井恢复。 3、 油管内流体的分布(从井口到井底)为纯气段、气液过渡带段、液体段(含溶解气)。开井后的第一段是纯气流,第二段是两相流(气液过渡段,以气为主),第三段是塞状流(液柱段),第四段为气液两相流,气水同喷,第五段为雾状流。 - 3 - 4、 从中期控制阶段 到结束放喷, 逐渐由油压高 于套压 转变为套压高 于油压 ,当 井内为纯气柱时,关井油套压基本达到平衡,液体返排率达到 85%以上,并达到一、二、三类井的 关井恢复数值,整个放喷过程结束。 素 1 0 - 3 4 - 3 0 放喷曲线051015202520067:20 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:0020062:00 20066:00 20060:002006:00 2006:00 2006:00放喷时间压力(50100150200250300350400压裂完毕 6 2050- 2- 4 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40- 2 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60- 2 63 64 65 66 67- 火放喷,火10米68 69 70 71- 火放喷,火10米72 73 74 75- )油压(M p a )套压( M p a )累计排液量( 方)油压趋势线套压趋势线累计排液量趋势线图 1 放喷返排曲线实例分析图 二、 影响压裂返排效果的因素分析 1、压后关井时间的影响 苏里格气田属于低、低压、低渗油气藏,空隙喉道细小,毛细管力大,造成流体进入储层容易,返排困难。若压后 长 时间 关井 ,井口压力降 低 ,滤失进地层液体量增大,增加返排难度。 2、放喷排量大小的影响 返排速度 增加→ 裂缝 中流体 渗流速度 ↑ 流体的流动阻力 ↑ 裂缝的压力梯度↑ 支撑剂回流的动力 ↑, 支撑剂回流造成裂缝导流能力降低 ,严重情况时 井底沉砂掩埋气层和管柱 ,造成油套不连通, 气井不能正常生产 。 返排速度 降低→ 放喷时间 ↑ 液体滤失 ↑,排液效率降低。 携砂速度低 ↓, 支撑剂在井筒的沉降。 3、外来流体伤害的影响 表 2储层粘土矿物分析结果 - 4 - 井号 矿物种类和含量( %) 粘土矿物总量( %) 粘土矿物相对含量( %) 石英 方解石 伊利石 高岭石 绿泥石 平均 有运移性伊利石,可能引起运移堵塞伤害。虽然不含蒙脱石,但粘土总量高, 地层受外来液体长时间侵泡会产生严重的伤害。 4、原始地层压力和储层物性的影响 苏里格气田 地层 压力系数一般在 00 米 , 于 地层压力系数低 ,排驱压力大,地层不能提供足够大的生产压差,造成流体进入储层容易,返排困难 。 5、压裂液破胶粘度的影响 若破胶不 完全 ,流体粘度高 ,则流体的粘滞阻力增大,造成支撑剂回流而影响裂缝的导流能力。 6、气液两相流动的影响 在填砂裂缝中将出现气液两相流动 后 ,使粘滞力增加。气、液流经支撑剂的空隙喉道还会产生毛细管力和贾敏效应,成为了流动阻力,也成为支撑剂回流的动力。 三 、目前在放喷返排方面存在的问题 1、计量不准确 。 2、没有实现连续放喷 。 3、现场放喷人员技术水平有待提高 。 第二部分 压裂工艺 一 、 重点 回答的几个 技术问题 1、 加砂规模优化问题 由于苏里格气田属于边际气藏,加砂规模影响到压裂效果,并对投资和最终收益影响较大,因而优化加砂规模是压裂工艺技术的一个重要方面。加砂规模主要由储层渗透率和储层厚度 等参数有关 ,通过气藏模拟软件, 从而确定 出 不同 气藏条件 的合理缝长 。 - 5 - y = 最佳裂缝半长)图 4不同渗透率最优半缝长及回归关系图 701101501902302703105 15 25 35 45 55 65规模(方)缝长(米)k=模模拟结果 (气层厚度 7m) 2、 导流能力优化 问题 对苏 10 块分别做了 5 种渗透率 等级 的裂缝参数优化 ,基本涵盖了苏 10 区块特低渗、低渗、平均渗透率及相对较高的渗透率情况 , 得出不同 渗透率 等级所需的裂缝 导流能力 值。 - 6 - y = 优化导流能力)图 4同渗透率条件下最优导流能力及回归关系图 3、 裂缝高度控制问题 在压裂方案设计和施工过程中,都要考虑 裂缝高度控制 问题,这是复杂多因素的问题,而且对压裂方式选择与效果有着重要影响。多薄层合压时,根据层间的应力差异和小层间的物性差异进行改善纵向有效支撑的技术措施,否则,最终可能只有部分物性相对较好的层得到改造,而损失物性差、应力高的小层的储量,最终产量递减快 ,无法挖潜气层产能;分层压裂时,要根据隔层应力差值和厚度大小来确定压裂施工的规模的参数控制。 051015202530350 5 10 15 20目的层厚度, 不同目的层厚度条件下分层条件计算结果(应力差 6 4、气层 伤害控制问题 针对苏 10 区块的物性特征、孔喉特征,分析主要伤害原因如下: 固相颗粒堵塞,降低储层和裂缝的渗透率; 粘土膨胀与微粒运移,降低滤失区域内储层渗透率; - 7 - 粘土中的伊利石和高岭石易形成水锁; 不合理的液量设计(包括前置液量)带来额外的伤害; 破胶不彻底,或过早破胶不能及时放喷,造成支撑剂过度沉降,对裂缝导流能力伤害高 ,浸泡时间长对储层伤害高; 5、 液氮拌助比例 问题 由于 地层压力系数低 ,排驱压力大 ( ,地层不能提供足够大的生产压差,造成流体进入储层容易,返排困难。因而采取了前置液拌助氮气 +强制闭合返排 工艺。根据苏 10区块统计的压裂经验数据,前置液拌注液氮 基本上能够 解决低压气井的排液问题, 90%以上的压裂井都能实现压后排液一次成功,转入正常投产。 表 4 不同地质分类井液氮拌注比例 井 别 一类 二类 三类 液氮拌注比例 6、 液体 配方 优化问题 液体配方优化 要同时满足 储层特点 、 压裂工艺和返排工艺三个方面要求 储层特点要求 ( 1) 该区块储层温度 110℃左右,井深 3300m 左右,属中高温中深井范畴。因此,要求压裂液耐温耐剪切性能好 。 ( 2) 该储层属于低孔低渗储层,孔隙喉道小,毛管阻力高;要求压裂液具有好的助排性能,快速返排; ( 3) 储层粘土矿物总含量高,水敏性较强,要求优选优质的防膨剂或粘土稳定剂,防止粘土膨胀与微粒运移,最大限度地降低压裂液对储层的伤害; ( 4) 该储层低孔低渗,要求压裂液具有最大限度的低伤害特性,选用优质稠化剂,尽可能降低压裂液不溶物残 渣而带来的伤害; 压裂工艺要求 ( 1) 压裂液具有低滤失特性,提高压裂液效率,控制滤失量确保压裂施工成功; ( 2) 压裂液具有较低的摩阻。要求压裂液具有适宜的延迟交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量; - 8 - ( 3) 要求压裂液的添加剂之间、与地层流体和岩石的配伍性好 。 返排工艺要求 ( 1)、 优选适当的破胶剂类型及实施方案 , 压后快速破胶返排, ( 2)、 要求压裂液具有低的表面张力,有利于压裂液返排; 二、 压裂问题井原因分析: 压裂问题井 分析 统计表 序号 井 号 方式 备注 序号 井 号 方式 备注 1 苏 10 射孔跨度大,遮挡条件差 17 苏 10 下层薄( 2 米)气显好,上层有 3 米气显好,层分散,物性差异大 2 苏 10 气测显示差,地质条件差 1 苏 10 第二层砂堵,未达设计要求 , 放喷出砂严重 3 苏 10 砂堵。未达设计要求 19 苏 10 下层气显差,上层好 4 苏 10 气测显示差,放喷未见气 20 苏 10 下层气显好,上层差。层都较薄 5 苏 10 本溪组 ,气 显好,放喷未见气 21 苏 10 下层气显差,上层好。小层都较分散 6 苏 10 因套管头渗漏中断施工 22 苏 10 上下层都薄( 2 米),气显较好。 第一层砂堵 , 未达设计要求 7 苏 10 上层薄,分散,下层较好 23 苏 10 上下层气显好,但遮挡条件差 8 苏 10 层薄分散,遮挡差,气显好 24 苏 10 气显好,遮挡好,层薄( 3 米) 9 苏 10 下层气显好,上层差, 25 苏 10 上下层气显差,遮挡条件差 10 苏 10 气测显示差,全烃值低 26 苏 10 下层气显好;上层薄,气显差 11 苏 10 下层气显好,上层较差, 27 苏 10 气显差。 顶替时压力上升,停止施工 12 苏 10 气显中等,下层分散上层薄 28 苏 10 下层薄,气显中;中间层薄,气显差;上层厚,气显中 13 苏 10 小规模试验井 ,气显较好 29 苏 11 下层部分 段气显好,层厚分散;中间层气显好;上层厚,气显好 14 苏 10 太原组 , 气显好,层分散 30 苏 11 气显一般,小层分散 15 苏 10 下层气显差,上层分散, 放喷未见气 31 苏 11 气显差,上层小层分散 16 苏 10 两层都砂堵 , 未达设计要求 32 苏 11 下层气显差;上层气显好 1、压裂施工未达到设计要求 ,施工质量存在问题 苏 10苏 10苏 10苏 10、气测显 示差, 全烃值低,含气饱和度低 , 苏 10 10 10 10 1011 10、含气层薄,小层分散, 物性差异大 ,地质条件差 苏 10 10 10 10 10- 9 - 10 11、压裂层遮挡条件差,裂缝形状不易优化 苏 10 10 10 10、新层位,需要对地层深化认识 苏 10原组) ,苏 10溪组) 6、地质条件较好,但方案优化有待进一步研究 苏 11苏 10、放喷操作不当,导致裂缝端口闭合 苏 10、因工程原因造成施工停止,影响压裂效果 苏 42、部分层气测显示好或中,需要从工程和地质两方面去深化认识 苏 10 10 10 10 1010 10 11、目前压裂工作存在的问题 1、施工设计方面 ( 1)、由于缺少对地应力的研究, 施工规模及排量的设计在地应力剖面的纵向控制效果方面无法准确预测,施工中极有可能出现部分跨度较大的层无法全部压开,部分较薄的层缝高延伸过大的情况。 ( 2)、多薄层合压时,由于层间的应力差异和小层间的物性差异,最终可能只有部分物性相对较好的层得到改造,而物性差、应力高的小层改造不充分,最终影响单井产能;需要进一步优化射孔方案和改善纵向有效支撑的技术措施研究。 2、现场施工方面 现场施工影响质量体现在压裂设备方面,主要问题有: ( 1)、压裂车泵头压盖刺漏,造成压裂中途停泵或换档。 ( 2)、压裂泵车油路堵塞,造成压 裂中途停泵或换档。 ( 3)、压裂泵车上水不畅,造成施工排量损失。 ( 4)、压裂泵车柱塞盘根刺漏,造成压裂中途停泵或换档。 - 10 - ( 5)、混砂车砂量计量不准,影响加砂程序控制。 ( 6)、压裂车排量计量不准,影响设计参数控制。 3、材料管理方面 压裂材料的质量监控需要加强,压裂液材料有时存在不配伍和防膨效果差的问题。 四 、压裂 工作 下部设想 根据 苏 10 区块 储层特点, 今后 应加强 以下 几方面 工作 。 1、 在压裂液的选择上,应考虑 进行新类型液体试验, 最大限度地降低气藏及裂缝导流能力的伤害。 2、 加强单井地应力剖面的研究, 精细 研究 裂缝的垂向延伸状况,确定分层或合压的压裂方式。同时根据 裂 缝延伸规律确定缝高控制技术的应用、压后放喷时机与控制制度的选择。 3、 对于合压井层或虽然分层但同 一 层段内存在砂泥岩互层, 可考虑 采用前置液投球分压、前置液多次停泵等改善裂缝纵向有效支撑的技术,将由于薄互层存在造成的储量控制损失降到最低。
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