2013, Vol. 33引用本文 |
| 浅层砂岩气压裂优化设计和现场应用 |  [PDF全文] |
浅层砂岩气藏在天然气储量增长和能源供应方面正在发挥越来越重要的作用，是中国最具现实勘探开发意义的非常规天然气领域[1]。鄂尔多斯浅层砂岩气藏由于地质条件复杂，储层改造方面存在许多难点，盆地东部兔板地区进行了3口井6个层的压裂施工，其中4个层压裂施工失败。为解决制约压裂施工关键技术问题，开展压裂优化设计技术研究，并现场试验2口井，获得了工业气流，在兔板地区勘探取得了突破。
1 储层特征 1.1 物性特征兔板地区石盒子组储层为冲击三角洲沉积砂岩，埋深1 780.0 ~ 1 900.0 m之间，岩石白色一浅灰色，中一粗颗粒，分选差，高硬度，黏土胶结，主体储层品质好一差，渗透率(0.43 ~ 20.31) × 10-3μm2, 孔隙度6.6% ~ 13.5%。
1.2 矿物成分通过X-衍射分析，石英73% ~ 75%，斜长石13% ~ 14%，碳酸钙小于2%，高岭石11% ~ 23%，绿泥石9%左右，云母和伊利石4% ~ 7% (图 1), 黏土矿物总量在7.2% ~ 21.2%;黏土膨胀小，纤维状伊利石的发育致使细粒物质的迁移成为可能，较强的毛细管力使注人水较难排出，水锁效应较强[2]。
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| 图 1 X衍射矿物含量 |
1.3 地层温度与地层压力
地层温度43 ~ 54℃，地层压力10 ~ 13 MPa。
1.4 储层力学特征由表 1实验结果表明，砂岩杨氏模量9 900 ~ 43 620 MPa，平均在20 000 MPa左右，属于中硬一软砂岩；泊松比较高达0.14 ~ 0.25, 属于中硬一软砂岩，且井间参数数值变化大，一定程度上反映了储层非均质性强的特点。
| 表 1 三轴实验结果 |
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2 压裂改造难点
通过以往施工情况及该区地质特征，该油田主要存在以下难点：
2.1 地层滤失大该油田低渗透气藏压裂液滤失量大，造缝不够充分，致使施工困难。例如，某井当0.359 4 g/cm3的携砂液进入地层时，压裂上升较快，立即停砂，发生脱砂。共注人172.8m3YF130HTD、5.3 m3氮气以及16 t支撑剂(图 2)。分析结果为目的层滤失量大，造缝不充分。
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| 图 2 压裂施工曲线 |
2.2 地层存在微裂缝
岩心表面发育节理，可见明显的微裂缝存在; 测试压裂G函数曲线分析(图 3)也表明该地层存在微裂缝。地层存在微裂缝，滤失增大，致使主裂缝发育不够充分，导致加砂困难。
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| 图 3 G函数曲线 |
2.3 入口摩阻大
通过以往压裂施工失败4口井以及小型测试压裂分析，入口摩阻达到5.5 MPa左右(图 4)，入口摩阻高是造成砂堵的一个原因，是射孔不完善造成的，后期压裂应对射孔方案进行调整。
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| 图 4 测试压裂阶梯降排量测试 |
2.4 埋藏浅，微粒迁移强
兔板地区，气层埋藏深度在1 000 ~ 2 000 m之间，云母与伊利石含量为4% ~ 7%，易碎的伊利石黏土颗粒和孔隙被填满的高岭石同时出现，对于微粒迁移的影响较大。压裂液体的选择尤为重要。
2.5 地层能量低，储层压力低测试得到的兔板区域储层压力，盒8为11.4 MPa、太原组19.9 MPa, 为低压储层，压裂改造后很难自喷，需要在压裂过程伴注液氮。
2.6 浅层砂岩储层，破胶要求高由于储层温度低于60℃，对破胶要求高。要求液体体系低浓度，具有高破胶性能，减少对储层伤害。
3 压裂工艺主要采取措施针对压裂改造难点，进行压裂优化设计，主要采取以下措施。
3.1 黏土稳定剂COP-1与KCI联合使用，形成适合储层特征的压裂液黏土稳定剂COP-1与KCI评价：根据储层的岩心矿物衍射成份分析，黏土矿物总量在7.2% ~ 21.2%，含量较高。在加入防膨能力强的无机盐KCI基础上，加人小分子量的有机阳离子，它可以牢固地吸附在黏土矿物的表面上，具有长效的防膨作用。室内对黏土稳定剂COP-1、AD45-101、KCI防膨性能进行了评价，评价结果见表 2。从防膨效果及经济的角度出发，黏土稳定剂COP-1较AD45-101防膨胀能力强，界面清楚，液体透亮，因此选用COP-1与KCI作为该区块黏土稳定剂。
| 表 2 黏土稳定剂防膨能力的评价结果 |
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根据储层特征，优选出低伤害、低滤失、破胶性能好的压裂液体系。采用0.35% CJ2-6羟丙基瓜尔胶，KCI含量提高到3.0%并且与COP-1联合使用，加人破胶激活剂，建立适合该地区的压裂液。
3.2 改变射孔方式，采用油管传输射孔以往该区块主要采用电缆传输射孔，经过测试压裂分析，入口摩阻髙，造成施工难度高。经过调研分析后用油管传输射孔，采用SQ102-60-120射孔枪，DP41RDX38射孔弹，穿深784 mm(API混凝土靶)，增强了射孔穿深，同时也简化施工工序。
3.3 采取长段低砂比打磨降滤，多级高砂比支撑剂段塞采用降滤失剂，提高压裂液效率，用100目陶粒作为降滤剂，可使初滤失降低十倍，提高液体效率，保证施工成功率。理想情况下降滤失剂不应当伤害地层的渗透率、裂缝面或支撑剂填充层。但实际上，降滤剂进入地层后具有长期耐久性，难以从裂缝中清除。考虑这一点，采用常规目数的支撑剂，进行低砂比长段降滤。采用多级高砂比支撑剂段塞技术，降低弯曲摩阻增加裂缝面规则程度。
3.4 进行测试压裂，实时分析，现场调整主压裂浅层砂岩气藏压裂过程中易产生液锁效应，再者该地区存在运移微粒，所以入井液量越少越好，接近达到端部脱砂效果最好，能很大程度上解决上述问题。因此压裂前对储层进行小型测试压裂，确定液体效率，调整前置液用量，保证施工顺利并且达到改造储层目的。
3.5 提高施工排量，缩短施工时间提高施工排量，降低液体滤失，增加裂缝宽度，以提高施工成功率，例如在TB-04井，该井设计排量2.5m3/min, 测试压裂后，调整为2.9m3/min，施工顺利。因此在施工条件许可下，通过适当的提高施工排量，可以达到提高施工成功率的目的。
4 现场应用 4.1 石盒子层电测解释数据气层深度1 605.0 ~ 1 623.0 m，厚度18 m, 电阻率85 Ω·m左右，部分电阻升高主要受岩性影响，密度2.45 ~ 2.67, 声波时差240 ~ 280 μs/m，储层物性显示好。石盒子层电测解释结果见表 3。
| 表 3 电测解释结果 |
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4.2 射孔方式
采用油管传输射孔，射孔段1611.5 ~ 1613.5 m, 采用SQ102-60-120射孔枪，DP41RDX38射孔弹，穿深784 mm (APr混凝土靶)。
4.3 液体选择压裂液采用浓度为0.35%的一等胍胶，加入3%KCI+0.5%COP-1和0.15%破胶激活剂以及0.033%CJ-3交联促进剂，基液与交联剂按100 : 0.6比例胶联后，在60℃、170 s-1的剪切速率下，其流变性能如图 5所示，60 min内黏度稳性在190 mPa · s，能够满足60℃地层压裂改造的要求(表 4)。
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| 图 5 压裂液流变性曲线 |
| 表 4 压裂液的流变参数测定结果 |
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破胶残渣：将压裂液基液和交联剂按照100 : 0.7交联后完全破胶，测得破胶残渣为244mg/L，而长庆气田一直使用稠化剂浓度为0.50%的常规HPGF，其破胶残渣为526mg/L。可见，采用该压裂液体系可以减少压裂液在储层及支撑裂缝中残渣的滞留量，从而降低压裂液的伤害率。
4.4 设计方案应用FracproPT软件完成设计，前置液80 m3, 加入段塞102 kg/m3, 携砂液105.0 m3, 加入支撑剂25 m3, 平均砂比23.8%, 含砂浓度阶梯120-220-310-410-480-590 kg/m3，排量2.5 m3/min, 顶替液4.7 m3, 液氮15.92 m3。
4.5 测试压裂分析调整主压裂 4.5.1 入口摩阻确定阶梯降排量测试，注入活性水30.96 m3, 逐步排量2.9-2.3-1.7-0.9 m3/min，结束后关井测压17 min。阶梯降排量泵注程序如图 6所示。
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| 图 6 阶梯降排量泵注阶段 |
应用软件对阶梯降排量测试压裂分析得出的相应参数见表 5。入口摩阻到2.49 MPa (射孔摩阻和近井筒摩阻之和），说明该井射孔完善，近井裂缝弯曲对加入支撑剂影响不大。
| 表 5 入口摩阻表 |
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4.5.2 确定渗透率与液体效率
(1) 液体效率确定
经过对交联胍胶压降段进行测试，从三个曲线上闭合点显示清楚，闭合时间接近，在19 min左右，闭合压力23.5 MPa，交联胍胶液体效率34.3%，详细参数见表 6。
| 表 6 压降测试分析结果 |
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根据以下公式计算[3]，计算出前置液为82m3
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(1) |
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(2) |
式中：η为泵注携砂液时的压裂液效率，小数；v前置液为前置液量，m3；v携砂液为携砂液量，m3；f前置液为前置液量占总用液量的分数，小数。
(2) 渗透率确定
测试的净压力拟合如图 7所示，实测净压力吻合较好，渗透率的解释结果值得信赖，拟合得到的储层渗透率为1.0×10-3μm2，基本能反映储层真实隋况。
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| 图 7 净压力拟合图 |
4.5.3 多裂缝确定
G函数曲线为典型的标准滤失模型[4]，多裂缝在G函数上没有显现(图 8)，储层为滤失主导。
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| 图 8 G函数曲线 |
4.5.4 方案调整
对主压裂进行的调整：①前置液调整，根据液体效率34.31%, 计算前置液82 m3, 考虑施工顺利进行前置液调整为86 m3。②段塞调整，测试压裂解释渗透率1.0×10-3μm2, 为避免滤失，将设计中的一个段塞调整为两个加人粉陶的段塞；考虑到入口摩阻，加入含砂浓度358 kg/m3段塞对人口摩阻打磨，保证主压裂加砂顺利。③液氮排量调整，地层压力低，考虑返排，调整液氮排量250 L/min。④考虑提高施工成功率，将施工排量调高到2.9m3/min, 降低液体滤失，增加裂缝宽度。
4.6 分析与效果主压裂施工采用2.9 m3/min排量泵注，加支撑剂28.5 m3，平均砂比26.3%，加砂阶段0.96-0.23-0.30-0.44-0.50-0.62 g/cm3。在净压力的拟合过程中，测试压裂渗透率1.0×10-3μm2，测定的净压力与实测净压力基本吻合如图 9，能反映储层的真实情况，拟合后的裂缝剖面如图 10; 支撑裂缝长度115.8 m, 平均支撑裂缝宽度0.89 cm, 裂缝高度31.8 m, 平均支撑剂浓度4.34 kg/m2, 基本达到设计要求，该井获得无阻流量1.041 2 × 104 m3/d，达到了改造效果。
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| 图 9 主压裂净压力拟合图 |
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| 图 10 裂缝剖面图 |
6 结论建议
(1) 对于浅层砂岩气，应该评价优选出低伤害、低滤失、破胶性能好的压裂液体系，使两口井的压裂成功以及压后获工业气流。
(2) 该储层滤失难控制，易出现多裂缝，采取长段低砂比打磨降率、多级高强度支撑剂段塞技术取得成功。
(3) 鉴于浅层砂岩气储层改造难点，储层对压裂液要求高，微裂缝发育，滤失大，因此在压裂施工前进行测试压裂是很有必要的，一是保证施工正常，二是避免注入多量的压裂液，对地层造成更大伤害。
注释
psi:磅/平方英尺，1 psi=6.895 kPa; scf/min：标准立方英尺/分钟，1 scf/min= 0.0283168 m3/min; bpm:剪切速率，指每分钟的剪切次数；ppa:支撑剂浓度，1 ppa=120 kg/m3。
| [1] |
张士诚. 低渗透油气藏增产技术新进展[M]. 北京: 石油工业出版社, 2009: 48-51.
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| [2] |
中华人民共和国水利部. GB50218-94工程岩体分级标准[S]. 北京: 中国标准出版社, 1994.
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| [3] |
米卡尔J. 埃克诺米德斯, 肯尼斯G. 诺尔特. 油藏增产措施(第三版)[M]. 张保平, 译. 北京: 石油工业出版社, 2002: 100-106.
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| [4] |
俞绍诚, 等. 水力压裂技术手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010: 386-396.
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