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滴西18井区石炭系气层压裂改造技术研究

2013-10-25丁士辉陈效领鱼文军许骏

测井技术 2013年3期
关键词:段塞支撑剂压裂液

丁士辉,陈效领,鱼文军,许骏

(中国石油西部钻探井下作业公司,新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

气藏的地质特征一般都表现为埋藏深、储层物性差、地层温度高、多裂缝发育,这些特征也决定了加砂压裂对于深层石炭系气藏,施工难度大、对压裂液要求高等特点。通过滴西18井区滴西184井气层的成功压裂,积累了一些石炭系气层压裂的经验。

1 滴西18井区储层特征

火山岩是克拉美丽气藏石炭系的主要储集岩,主要岩性为玄武岩、安山岩、流纹岩、花岗岩、凝灰岩和火山角砾岩。主要的储集空间类型为裂缝和孔隙,有利储层主要发育在距石炭系顶面200m的风化壳层段内,孔隙度主要分布在10%~25%之间,随着距离火山岩顶面的深度加深,火山岩的孔隙度逐渐降低(见图1)。由于受风化淋滤作用,顶部火山岩普遍表现出灰褐色破碎状,通过对岩心的详细观察结合研究区成像测井手段分析认为,火山岩发育的空间类型有角砾间孔、裂缝、原生气孔、次生溶蚀空洞以及孔-缝组合。石炭系火山岩储层的产气层段裂缝都较发育,高角度缝占统计总数的65%以上。溶蚀孔洞也十分发育,且孔、缝相连(见图2)。

克拉美丽气田石炭系火山岩储层埋藏深度约为3 500~3 800m,地层温度110~114℃,地层压力41~48MPa,该储层为受断裂、岩性、地层等控制形成的多个次级圈闭,滴西18井区岩性以酸性花岗斑岩、二长玢岩为主,储集空间类型为晶间孔、长石斑晶溶孔、构造缝、微裂缝。储层孔隙度在5%~15%之间,渗透率约0.01~1mD*。岩心的全矿物分析表明,岩石以酸反应矿物长石为主,黏土矿物含量集中在11%~14%,黏土矿物中以绿泥石、伊/蒙混层为主,其中绿泥石含量较高(80%左右),伊/蒙混层比高(50%~70%)。储层的敏感性评价表现出了强水敏(水敏指数>70%)和强酸敏(酸敏指数>35%)的特征;岩心吸附能力强,在测试时间内岩心吸附量为0.303 3~0.356 9g,表现了较强的气藏亲水性特征。

2 压裂改造技术研究

2.1 支撑剂段塞技术

支撑剂段塞技术是指在前置液中加入低砂比的支撑剂,其作用原理是利用高速的含砂流体的水利切割作用,对射孔孔眼、近井地带的复杂裂缝进行切割、打磨,使压裂通道更加平滑,降低摩擦阻力。对于射孔孔眼不平滑、裂缝面粗糙、近井裂缝扭曲的储层,支撑剂段塞技术的作用更加明显。对于近井的多裂缝,这种低砂比的支撑剂段塞能够堵塞一些缝宽较小的裂缝,有利于形成具有较大宽度的裂缝。

通过滴西184井测井曲线分析,该井目的层平均声波时差为55μs/ft*,地层孔隙度较低,而低孔隙度特征下出现了明显的泥浆侵入特征,说明储层具有较高的渗透性,“低孔高渗”的特征反映了该井火山岩储层存在天然裂缝。根据FMI成像测井图及滴西184井取心资料可知,该区石炭系储层存在较为发育的裂缝。天然裂缝发育的储层压裂时容易产生多裂缝、近井裂缝扭曲等现象,存在早期脱砂的风险。

根据对近井摩擦阻力、多裂缝的认识不同,可采用不同浓度、不同粒径的支撑剂段塞。对于近井摩擦阻力高、多裂缝严重的储层,一般采用100目陶粒;近井摩擦阻力较低时可采用40~70目陶粒,也可根据具体情况采用100目和40~70目的复合段塞。支撑剂段塞的浓度一般选用60~180kg/m3。参考该区前期施工情况,滴西184井支撑剂段塞选用40~70目陶粒,支撑剂砂浓度为5%、10%、10%,支撑剂用量共5m3。

2.2 提高前置液比例技术

前置液的主要作用是造缝,因此前置液的比例选择的合适程度关系到施工的成败和压后的效果,而前置液比例是根据压裂液在储层中的压裂液效率确定。前置液过量会造成裂缝过度延伸,如果周围有注水井,可能会造成油井过早见水;而前置液不足可能造成施工失败。理想情况下,施工泵注程序完毕时,支撑缝长略小于(或基本等于)动态缝长,此时压裂液用量最少,对地层伤害小。

滴西14井、滴西17井、滴西18井区火山岩储层物性相近,根据这3个井区前期小型测试压裂分析资料,压裂液效率为36.0%~40.5%。根据Nolte前置液计算方法:前置液比例=(1-F.E.)2+0.05(F.E.为压裂液效率),因此为达到充分造缝目的,压裂液比例应达到40%~46%。

2.3 变排量工艺

采用巴布库克方法对砂子在垂直裂缝中的分布进行试验研究。平衡状态下,在垂直裂缝中颗粒浓度的垂直剖面上存在着差别,可以分为4个区域(见图3)。由下往上,第1个区域是砂堤区,这部分是沉积下来的砂堤,平衡状态下砂堤的高度为平衡高度;第2个区域是颗粒滚流区;第3个区域是悬砂液区,虽然颗粒都处于悬浮状态,但不是均匀的,存在浓度梯度;最上面的区域是无砂区。平衡状态下增加地面排量,则砂堤区、颗粒滚流区和无砂区均将变薄,悬砂液区则变厚。如果流速足够大,则沉积下来的砂堤可能完全消失。再进一步增加排量,缝内的浓度梯度剖面消失,成为均质的悬浮流。

图3 颗粒在缝高上的浓度分布

在前置液阶段、低砂比阶段采用较低的排量达到平衡状态,可在裂缝底部形成低渗透或不渗透的人工隔层,可控制裂缝向下延伸;瞬间提高排量,高浓度的砂堤、颗粒滚流区将变薄,悬砂液区变厚,可将更多的支撑剂送至裂缝深部。由于滤失、摩擦阻力的损失,砂堤在较远处又将形成动平衡,若再次提高排量,仍可将支撑剂送至更远处。因此,变排量工艺可有效增加气藏中裂缝的长度,提高整个裂缝的导流能力。

2.4 低砂比、小阶梯砂比加砂工艺

对于低渗透率地层,压裂增产的原理主要在于造长缝,扩大渗滤面积,改善井筒与储层的沟通。针对火山岩气藏的低渗透率-特低渗透率特征,根据无因次导流能力的定义[无因次导流能力=(裂缝的渗透率×支撑缝宽)/(裂缝半缝长×地层渗透率)],要提高裂缝的无因次导流能力,主要通过增加支撑缝宽和增加裂缝半缝长实现。采用较高的施工砂比可增加缝宽,但根据滴西18井区前期施工情况看,26%以上的砂比进入地层后,套压便开始爬升,提升砂比的空间有限,所以增加裂缝半缝长更容易实现较高的无因次导流能力。因此,该井采用低砂比、大规模加砂实现造长缝目的。

小阶梯砂比加砂工艺缩小了每级砂液比的上升幅度,减少了因为砂比变化大而引起的压力波动,使施工压力更加平稳,同时支撑剂的充填也更加饱满,支撑剂的铺置浓度趋于合理。对于现场施工,通过小幅度提高砂比后的压力变化,能够迅速判断地层的加砂难易情况,及时调整施工参数,降低砂堵的风险。

2.5 防水锁压裂液体系

由于受外来侵入液的影响,使得近井地带储层的含水饱和度急剧增加,最终导致油气渗透率下降,阻碍油气通过,使采收率下降,这种现象称为水锁。克拉美丽火山岩气藏受到低孔隙度、特低渗透率储层的影响,储层开发过程中极易受到水锁伤害,因此气井压裂的关键就是选用适合气层压裂的压裂液体系(见图4)。

图4 水锁处理剂表界面张力图

在压裂或酸化过程中,大量的压裂液或酸液沿缝壁渗滤到储层中,使储层的原始含水饱和度增加,流动阻力加大。如果储集层压力不能克服升高的毛细管力,则会出现严重而持久的水锁效应。对于低渗透气藏,气、水及少量油流动的通道很窄,渗流阻力很大,液、固界面及液、气界面的相互作用力很大,水锁效应相对更为严重,而且储层孔隙度和渗透率越低,储层孔喉越小,水锁效应就越严重。

通过实验研究,改变油层岩石的润湿性有助于控制毛细管压力和相对渗透率,将油润湿表面转变为水润湿表面,使油气不为岩石滞留,而易于流动,从而解决了外来液体的水锁。在压裂液中加入水锁处理剂有效地降低进入地层液体的表界面张力,降低地层的水锁效应,降低对储层渗透率的伤害。

3 现场应用

3.1 滴西184井基本情况

滴西184井位于滴南凸起的滴西18井区,该井顶部的3 551.0~3 567.0m井段为1套凝灰质火山碎屑岩储层,厚度16.0m。根据取心资料(取心井段3 550.75~3 557.15m)显示岩心整体上不规则,微细裂缝发育,缝宽0.2~0.5mm,裂缝密度5~10条/10cm;岩心表面气孔及溶蚀孔洞发育,气孔一般孔径1~3mm,最大孔径5~10mm,气孔密度10~15个/10cm,物性较好(见图5)。

图5 滴西184井构造剖面图

3.2 施工情况及压后效果

施工情况:施工排量3.5~4.0m3/min,入井液量427.6m3(前置液220.5m3,携砂液190m3,顶替液17.1m3),平均砂比19.5%,最高加砂比28%,加砂42m3(5m340/70目前置液陶粒段塞,37m320/40目高强中密陶粒),最高施工压力54.5MPa。

该井压后取得了良好的试气效果,采用7mm油嘴试气,油压30.59~28.62MPa,套管压力30.91~29.63MPa,日产气量约15×103m3,日产油量约18.6m3(见图6)。

3.3 施工方案分析

图6 滴西184井施工曲线图

①采用5%—10%—10%三级段塞技术,从施工情况来看,5%段塞进入地层后,套压仍处于爬升状态,反映了储层具有多裂缝特征;而10%砂比进入地层后套压下降,说明支撑剂段塞起到了降低摩擦阻力的作用;②前置液比例确定为46.35%,达到充分造缝的目的;③整个施工过程中砂比控制平稳,压力波动不大,说明施工中没有因砂比变化过大而造成砂桥;④采用变排量工艺,前置液阶段采用3.5m3/min,加砂阶段采用4.0m3/min,提高排量后,套压小幅度上升,反映出裂缝内裂缝向下延伸,导致净压力上升,变排量工艺起到了一定的控高作用;⑤选用YLYJ-10防水锁压裂液体系,满足施工要求。

4 认识与结论

(1)采用前置液段塞技术解决了裂缝性储层压裂时容易产生多裂缝、裂缝扭曲的现象,对于滴西18井区石炭系储层可选用40~70目陶粒作为支撑剂段塞,砂浓度控制在50~180kg/m3。段塞粒径、砂浓度、级数的选择主要根据裂缝发育程度。

(2)根据滴西井区前期压裂液效率研究,确定前置液比例在40%~46%,能够达到充分造缝的目的,保证后序施工。

(3)采用巴布库克方法对砂子在垂直裂缝中的分布进行试验研究可知,采用变排量工艺能够起到一定的控制缝高作用,而且有助于增加裂缝长度、增加裂缝导流能力。

(4)采用15%~20%的较低平均砂比,以造长缝为目的,提高无因次导流能力。降低阶梯砂比,能够减少因砂比变化大而造成的压力波动,降低施工风险。

(5)选用YLYJ-10防水锁压裂液体系,重点解决了低渗透率致密气藏水锁严重的问题。同时其耐高温、抗剪切、低摩擦阻力及防膨性能也大大降低了施工风险。

(6)加强气井排液管理,减少压裂液在地层中的滞留时间,能够最大程度地减少气层的污染。

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