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大牛地气田纤维脉冲加砂压裂工艺技术研究及应用

2018-11-01贾光亮李晔旻郑道明

复杂油气藏 2018年3期
关键词:加砂大牛支撑剂

贾光亮,李晔旻,郑道明

(中国石化华北石油工程有限公司,河南 郑州 450000)

纤维脉冲加砂压裂是在压裂施工过程中,采用脉冲式泵入的方式,实现纯液体和纤维、支撑剂间歇交替泵入,进行反复作业[1]。纤维通过与支撑剂间的相互作用在裂缝内形成复杂的网状结构,将支撑剂固定,防止支撑剂的运移,达到预防支撑剂回流而储层流体可以自由通过的目的,纤维防止支撑剂回流主要通过尾追方式按照一定的比例加入[2-5]。纤维优化支撑剂铺置剖面作用主要体现纤维与微粒相互作用,阻止支撑剂快速下沉。随着在压裂过程中纤维与支撑剂颗粒相互作用逐步形成网状结构,实现了有效降低压裂液粘度对颗粒沉降速度的影响[6],从而使得裂缝剖面更均匀,更有利于实现压后支撑裂缝的高导流能力。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部,属于低孔低渗致密砂岩气藏,前期研究表明:该区储层深度压裂改造是其勘探、开发的主要措施,是解除气井近井污染、获得气井产能的重要技术手段[7],因此,为了获取沟通气井气藏到井筒的高速导流通道,实现储层压后较高的导流能力,提高气井储层改造效果,在大牛地气田致密砂岩特征得到进一步认识的基础上,研究探索了一套纤维脉冲加砂压裂工艺技术体系[8-10],并在大牛地气田进行了先导试验,增产效果明显。

1 室内实验

1.1 纤维悬砂性能研究

通过对比0.25 %粉比的瓜胶配置的冻胶 + 纤维和不加纤维的空白样在1、3、5、24小时的携砂能力发现:加入纤维后,支撑剂在冻胶体系中沉降速度大幅度降低,提升了压裂液的携砂能力(见图1)。

图1 纤维冻胶携砂能力

可视化纤维携砂能力实验表明,压裂液在加入纤维后,较多的支撑剂被携砂液携带到裂缝深部,而不是在裂缝缝口附近沉降,说明加入纤维后,裂缝的支撑缝长明显延长,且通过可视化装置对比不同纤维加量(0~0.5%~1.0%)条件下支撑剂的铺置剖面情况,表明:不同纤维加量情况下,支撑剂的铺置剖面不尽相同,随着纤维加量的加大,支撑剂的铺置剖面更趋于均匀、合理(见表1和图2)。

表1 可视化纤维辅助携砂实验

1.2 纤维的可降解性

为了达到既满足压裂施工的需要,实现压后支撑裂缝的高导流能力,又能有效预防施工管道及井底残留的纤维在返排时堵塞放喷油嘴,压裂过程中使用的纤维必须具有较好的可降解性。

为了实现纤维的高效降解,研发了一种不溶于水的无色透明专用纤维降解活性剂(HB-JJJ),其对金属不具腐蚀性,加入一定比例(0.5%)的该活性剂后,可以在30 min内使携砂纤维全部降解。

2 工艺优化

2.1 纤维使用浓度

为了考察纤维的携砂性能,测定一定时间段内不同纤维浓度下一定浓度的支撑剂的沉降幅度;为了考察纤维对支撑剂的固定性能,在不同的加载应力下,测定支撑剂组成的砂团高度随加入的纤维浓度变化情况。

2.1.1 支撑剂沉降速度测定

实验使用0.40%胍胶压裂液,20%砂浓度,分别采用0、1‰、2‰、3‰、4‰、5‰、6‰、7‰纤维浓度,测定支撑剂沉降速度。沉降速度随纤维浓度变化关系如图3,随着纤维浓度的增加在相同时间内沉降幅度减少,证实了纤维能够增加压裂的携砂能力;图中显示:在纤维浓度超过3‰以后,沉降幅度随沉降时间变化逐渐减慢,因此,优化纤维浓度为3‰~4‰之间,能够达到既经济又高效的目的。

图3 沉降幅度随纤维浓度及时间变化关系

2.1.2 砂团稳定性能试验

分别在20 MPa、40 MPa压力条件下,采用砂团等间距排列方式,进行了砂团承压试验,计算了不同压力条件下的相对高差[11],砂团高度随纤维浓度和压力变化曲线如图4,同一纤维浓度,砂团的高度与应力成反比,即:砂团的收缩量随着应力的增加而逐渐减小;同一应力条件下,砂团高度随着纤维浓度增大而逐渐降低,但在纤维浓度大于4‰后,砂团高度变化趋缓,故综合两实验结果,根据大牛地气田的闭合压力梯度0.016~0.018 MPa/m,优化纤维加入浓度为4‰左右。

图4 砂团高度随纤维浓度和压力变化曲线

2.2 纤维脉冲间隔时间

为了获取不同脉冲时间间隔下的裂缝铺砂剖面,利用FracproPT软件模拟,分析了相同施工规模条件下支撑剂铺置剖面(见图5)。通过软件模拟发现:①如参数优化不当,则纤维段塞会连片铺置,无法形成高导通道,不能形成支撑剂的不连续支撑;②随着泵注脉冲间隔的逐渐减小,铺砂剖面呈连续成片的趋势逐渐加强,但支撑和动态缝长变化不大。考虑目前现场使用的压裂设备的分辨能力,优化纤维脉冲泵注间隔1.5~2.5 min[12]。

图5 不同纤维加砂脉冲时间铺砂浓度剖面对比

表2 常规与脉冲段塞工艺主要参数对比

由表2可知,脉冲段塞加砂泵注程序和常规台阶加砂泵注程序相比,支撑剂的用量减少了40%,前置液用量减少了41.2%,总液量减少了13.3%,支撑缝长略有减小,但支撑/动态缝长比值提高了2.3%,充分体现了脉冲段塞加砂工艺优越性。

3 应用效果

DPH-×××井为部署于鄂尔多斯大牛地气田大66井区的一口水平井,位于D66-111井井口332.38°方向17.67 m处,目的层下石盒子组盒1段,储层岩性主要为岩屑砂岩。岩心分析统计资料显示,该段盒1储层孔隙度平均值8.51%,渗透率平均值0.37×10-3μm2,物性较好。该井实钻水平段总长1 200 m,钻遇情况如表3所示。

在分析该井储层工程地质资料的基础上,对该井实施了脉冲加砂压裂,总计11段,入地层净液量3 400 m3,20/40目支撑剂342.0 m3,泵入纤维1 570 kg;施工结束停泵压力17.0 MPa,如图6。压后关井1小时后开井,采用5、8、10、12 mm油嘴控制放喷至敞放排液,排液后期采用8 mm油嘴控制放喷求产,经临界速度流量计20 mm孔板计量气产量,油压5.6 MPa,套压0 MPa,平均上流压力0.68 MPa,整个返排试气阶段无出砂显示。试气结束采用“一点法”计算无阻流量为6.5×104m3/d,与同层位地质显示接近的DPH-128井相比,产量提高了15%左右。

表3 DPH-×××井水平段钻遇情况统计

图6 DPH-×××井盒1气层部分井段压裂施工曲线

4 结论

(1)纤维脉冲加砂压裂技术能够有效防止支撑剂回流,改善支撑剂铺置剖面,且在获得相同支撑缝长的条件下,脉冲段塞加砂泵注程序和常规加砂泵注程序相比,支撑剂的用量减少了40%,前置液用量减少了41.2%,总液量减少了13.3%。

(2)纤维脉冲加砂压裂技术在大牛地气田DPH-×××井运用,与同层位地质显示接近的DPH-128井相比,产量显著提高。

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