東濮凹陷深層氣井試油壓裂工藝研究

東濮凹陷深層氣井試油壓裂工藝研究

東浦凹陷深層氣藏砂體發(fā)育，單層薄，變質(zhì)速度快。氣藏埋深大，通常分布在35000m。儲層巖石作用強烈，相對致密，物理性質(zhì)差。屬于低孔和低滲透儲層。具有高溫高壓特點。這些特點使得試油工藝技術(shù)難度大,主要表現(xiàn)在以下幾點:試油時初產(chǎn)較低,一般需經(jīng)壓裂改造后方可獲較高產(chǎn)能;井深,油管和井下工具受力復(fù)雜,負荷大,排液難度大;壓力高,對試油壓裂管柱、井下工具、套管及采油(氣)井口的要求高;溫度高,對下井工具及入井材料的要求高;技術(shù)能度大,投資大,風(fēng)險大。1集體技術(shù)研究1.1負壓值的確定目前常用的射孔方式是電纜射孔及油管傳輸負壓射孔。油管傳輸負壓射孔,因安全可靠,施工成功率高,同時兼具誘噴作用等特點,是目前深層氣井中應(yīng)用最為廣泛的一種射孔方式。油管傳輸負壓射孔負壓值的選擇,除考慮井筒套管的抗外擠能力外,還要考慮地層本身因素。負壓差過大會引起地層出砂,堵塞井下工具;負壓差值太低,孔眼沖洗不干凈,影響油氣流動效率。合理負壓值的確定在各油田無固定方法,一般參考BELL確定負壓值統(tǒng)計準則(見表1)。東濮凹陷深層氣藏的有效滲透率一般都小于0.01μm2,產(chǎn)液井負壓值應(yīng)達到13.78MPa,氣井負壓值應(yīng)達到34.4MPa。目前中原油田由于考慮到地層出砂及現(xiàn)場施工(一般用150型壓風(fēng)機氣舉降液面)等原因,負壓值一般選擇在15MPa左右。在射孔槍彈方面,對于深層氣井應(yīng)穩(wěn)定用穿透深、威力大的102槍102彈或102槍127彈,一方面可以穿透鉆井污染帶,另一方面也可以減少壓裂時壓裂液在孔眼及井筒附近的摩阻,降低改造時的破裂壓力。布孔方式上,由于考慮到儲層相變快,非均質(zhì)強,所以基本上采用90°相位螺旋布孔,在套管能承受的范圍內(nèi),盡可能加大孔密。另外,為了更有效地解除近井地帶的污染,近年來,東濮凹陷在白55井、橋59井等深層氣井上普遍采用高能氣體壓裂與射孔同時進行的復(fù)合射孔工藝技術(shù)。該技術(shù)同時還有降低儲層壓裂改造時的破裂壓力的作用。1.2井內(nèi)壓裂施工難點東濮凹陷深層氣藏的低滲、特低滲的儲層特征決定了只有在儲層內(nèi)壓出深穿透、高導(dǎo)流的長縫徹底改造儲氣層,才有可能獲得較高的產(chǎn)能。為此,必須進行盡可能大的規(guī)模的壓裂施工作業(yè)。壓裂規(guī)模的大小還須研究井所在的構(gòu)造位置、井附近斷層、邊界、含水情況、射開厚度等因素。但要壓出高導(dǎo)流長縫還受諸多地質(zhì)和工程條件的制約,如:①地層高壓帶來了施工的高泵壓,加之施工規(guī)模大,泵注時間長,對壓裂設(shè)備、井口裝置與井下管柱的承受能力提出了更高的要求;②地層高溫,泵注時間長,且儲層低滲特低滲,對壓裂液的耐溫,耐剪切性能、粘穩(wěn)、粘時性及壓裂液的低傷害也提出了更加苛刻的要求;③由于儲層搞閉合壓力,對選用支撐劑的承壓能力提出了更為嚴格的要求;④由于受井況限制,大部分井施工注入方式選擇性差,為保護套管,一般選擇油管卡封壓裂,大排量施工難以實現(xiàn);⑤殘液返排難度大,影響施工效果。為此必須根據(jù)儲層情況結(jié)合目前現(xiàn)有設(shè)備能力,優(yōu)化壓裂設(shè)計。1.2.1深層氣藏壓裂方式的選擇目前中原油田常用壓裂方式主要有油套合壓、卡封壓裂、投球壓裂、限流壓裂及其相互組合。針對深層氣藏特點,壓裂方式選擇上按以下原則:①對于施工壓力較高,井筒狀況好的井宜采用油套合壓方式;②對于施工壓力非常高,井筒狀況好的井,可考慮套管壓裂(該方式不利于液體返排);③對于井筒狀況不好的井,只能選擇卡封壓裂。1.2.2循環(huán)方案的管道設(shè)計1.2.2.井深080mm的加井深大于4000m時,用?73mmP105油管與N80油管組合管柱,下帶喇叭口;井深小于4000m時用?73mmN80油管,下帶喇叭口。采用這種管柱組合,主要是考慮到目的層較深,施工過程摩阻較大,管柱受力復(fù)雜,P105油管螺紋抗拉極限為118.3t,而N80油管螺紋抗拉極限為65.7t。1.2.2.2卡塞密封壓裂管柱組合為:?89mm油管+RTTS封隔器+?73mm尾管+喇叭口。1.2.3深層氣井壓裂液體系的研制優(yōu)選壓裂液的基本依據(jù)是:與油氣藏的適應(yīng)性,減少壓裂液對儲層的損害,滿足壓裂工藝的要求,達到盡可能高的支撐裂縫導(dǎo)流能力。因此深層氣井壓裂液必須具備耐高溫、低摩阻、低傷害、良好的流變性及粘溫粘時性。結(jié)合中原油田多年來在深層氣井上的實踐,選用東營油田化學(xué)聯(lián)營公司生產(chǎn)的GRJ作為壓裂液稠化劑。該稠化劑具有殘渣低(5.8%)、增稠能力強、粘度等特點。采用有機硼作膠聯(lián)劑,結(jié)合東濮凹陷地層條件,在壓裂液中加入粘土穩(wěn)定劑?？紤]壓裂液與地層流體的配伍性、破膠后的排液及其它有關(guān)因素,相應(yīng)加入破乳劑、助排劑、殺菌劑、高溫穩(wěn)定劑,及pH值調(diào)節(jié)劑等添加劑。從而研制出耐高溫、延遲膠聯(lián)的深層氣井壓裂液體系,特級羥丙基胍膠+粘土穩(wěn)定劑+破乳助排劑+pH值調(diào)劑+殺菌劑+溫度穩(wěn)定劑+有機硼膠聯(lián)劑+NBA-101膠囊破膠劑和過硫酸銨破膠劑。該壓裂液的耐溫剪切性能見表2,入井液在剪切2h后粘度保持在97mPa·s,說明所用壓裂液性能滿足儲層高溫,且滿足壓裂施工液體攜砂高比要求。1.2.4影響裂縫滲流能力的因素深層氣井壓裂要求支撐劑應(yīng)滿足以下條件:a)支撐劑在高閉合壓力下具有足夠的強度來保證裂縫的導(dǎo)流能力。b)在高閉合壓下下破碎率必須很低,如果破碎率高將會影響裂縫滲流能力,并且壓后維持時間也短。c)由于井深,施工泵壓高,工藝上要求使用低密度、高強度的支撐劑,以便于液體攜砂,滿足高砂比施工要求。對山西垣曲、河南鞏義及美國的CARBO中等強度陶粒的支撐劑強度和導(dǎo)流能力進行評價,美國的CARBO中等強度陶粒性能指標最高,在69MPa下,CARBO產(chǎn)品群體破碎率比山西垣曲或河南鞏義陶粒低54%,86MPa下則低76%(見圖1)。由此看出CARBO中等強度陶粒較適合于東濮凹陷深層氣井。1.2.5在水力壓裂基礎(chǔ)上的設(shè)計東濮凹陷的水力壓裂優(yōu)化設(shè)計,是以油氣藏地質(zhì)論證為基礎(chǔ),采用多種模擬技術(shù),以分析研究水力壓裂基礎(chǔ)參數(shù)來解決設(shè)計的優(yōu)化。目前中原油田可用STIMEX和FRACPRO軟件進行三維壓裂設(shè)計優(yōu)化。1.2.6壓裂石的性質(zhì)壓裂前的小型測試壓裂可以摸清地層巖石破裂性質(zhì),了解壓裂液的性能及壓裂設(shè)備是否能夠適合于高泵壓、長時間的壓裂施工,以指導(dǎo)加砂壓裂的成功實施。1.2.7壓裂監(jiān)測技術(shù)利用井溫測井、裂縫方位監(jiān)測及施工動態(tài)監(jiān)測,施工停泵后測壓降曲線等技術(shù)進行壓裂監(jiān)測,以正確評價壓裂情況,指導(dǎo)以后的壓裂工作。1.3單采排液技術(shù)目前深層氣井排液方式除自噴排液外主要還有抽汲排液、化學(xué)助排、連續(xù)油管車液氮排液、氣舉排液、水力活塞泵或射流泵排液、液氮泵車排液等多項技術(shù)。但對于深層氣井來講效率最高、安全性最大的排液方式是液氮氣舉排液。目前中原油田擁有美國產(chǎn)液氮泵注車,單車最大施工泵壓105MPa,最大施工排量為163m3/min。在井內(nèi)無油管或管柱下入較淺時,連續(xù)油管車液氮排液是最佳選擇,這種液氮排液方式不僅速度快,而且對地層的回壓低,污染小,效率高。1.4層心儲層和壓裂液深層氣井射孔用負壓射孔技術(shù),并且選用壓裂預(yù)前置液作為壓井液,以減少射孔液對儲層的污染。它由多種表面活性劑、助排劑、復(fù)合粘土穩(wěn)定劑組成,與地層流體不發(fā)生有害作用,并有一定疏通地層孔隙喉道的作用。其技術(shù)指標達到:表面張力不超過22.0mN/m,界面張力不超過0.1mN/m。壓裂液采用低傷害與地層配伍性良好的特級羥丙基胍膠。在壓裂前置液中加入破乳劑助排劑,以及在壓裂過程中使用NBA—101微膠囊破膠劑和追加破膠劑技術(shù),使壓入地層中的壓裂液能夠盡快徹底返排出來,盡量減少壓裂液在地層停留過程中對地層產(chǎn)生的傷害。壓裂配液基液進行粗細過濾,濾去粒徑大于2μm的雜質(zhì),以消除雜質(zhì)對孔喉的堵塞。壓裂后采用強制閉合技術(shù),減少壓裂液與地層作用時間,同時排液時采用液氮助排,及時排出壓裂液,降低液體對地層的污染。2沙三4井段,沙三4井段濮深15井為近年來施工的深層氣井,該井共試油兩層,第一層層位為沙三4,井段4888.1～4914.9m;第二層層位為沙三4,井段4694.4～4707.1m。2.1射孔密度和相位角兩層用102槍102彈油管傳輸射孔負壓差分別為1648.07m和1600.74m水柱,實際射孔平均孔密分別達到27.2孔/m和30.5孔/m,并且每次射孔相位角均為90°,經(jīng)重復(fù)射孔后,相位角應(yīng)小于等于90°,減小了以后壓裂時壓裂液在近井筒地帶的摩阻,更有利于壓裂液沿最大主應(yīng)力方向延伸,以降低破裂壓力。2.2層的重建和施工效果的評估2.2.1壓裂壓裂液保護濮深15井通過小型壓裂后,將壓裂方式由原來的下?73mmN80油管1000m油套合壓改為空井筒套管注入方式,并且對壓裂液進行了調(diào)整:稠化劑濃度由原來的0.65%降至0.55%;交聯(lián)比由0.5%降至0.45%;pH值由10提高到11;延遲交聯(lián)時間由1.4min延長到4min。調(diào)后,測得基液粘度由原來的90mPa·s降至68mPa·s,有效地降低了施工的泵壓,加砂壓裂時平均排量提高到4.16m3/min,保證了施工的成功。2.2.2壓裂井的壓裂技術(shù)濮深15井第一層通過微地震波法監(jiān)測通過壓裂已形成方位為70°,縫高28m,東半縫長168m,西半縫長98m的有效裂縫;第二層壓裂形成了方位為64.5°,縫高10m,東半縫長148m,西半縫長155m的有效裂縫(見圖2)。說明兩層壓裂均達到了形成深穿透長縫的目的。濮深15井壓裂試氣過程中,采用的主要排液技術(shù)除直接放噴排液外,還有連續(xù)油管液氮排液及液氮泵車氣舉排液技術(shù)。該井兩層壓裂均采用空井筒壓裂方式,有效地減小了施工泵壓,減輕了壓裂井口及壓裂設(shè)備的負擔,但卻不利于壓后液體的快速排出,采用連續(xù)油管車液氮排液技術(shù)解決了這一難題。第一層用連續(xù)油管車、液氮泵車排出液體占總排液量的30.2%;第二層用連續(xù)油管車、液氮泵車排出液體占總排液量的17.5%。效果較好。兩層射孔后井口均只有微弱氣顯示,第一層壓裂后,最高氣量(瞬時)達16782m3/d,由于地層產(chǎn)水及原始儲層物性差,最后穩(wěn)定在1420m3/d。第二層壓裂后,初期5mm油嘴放噴,氣產(chǎn)量達11066m3/d,但由于地層能量衰竭較快,最后穩(wěn)產(chǎn)至4280m3/d。由此看來,壓裂前后效果明顯,壓裂工藝技術(shù)成功。2.2.3連續(xù)油管下深3.0m排液本井兩層壓裂均采用空井筒壓裂方式,有效地減小了施工泵壓,減輕了壓裂井口及壓裂設(shè)備的負擔,但卻不利于壓后液體的快速排出,該井采用連續(xù)油管車液氮排液技術(shù)解決了這一難題。第一層用連續(xù)油管車液氮排液兩次,連續(xù)油管下深3800.0m,排出液64.2m3。第二層用連續(xù)油管車液氮排液一次,連續(xù)油管下深3800.0m排出液19.68m3。為更高效率的排液,減少液柱對井底的回壓,第一層連續(xù)油管車液氮排液后,井內(nèi)下入?73mm油管深度4841.61m,采用液氮排液方式排液4次,排出液量94.42m3,第二層連續(xù)油管車排液后,井內(nèi)下入?73mm油管深度4565.12m,液氮排液3次,排出液量59.48m3。3深層壓裂井后試油開發(fā)和井后壓裂工藝合理設(shè)計東濮凹陷深層氣藏具有高溫、高壓、低孔隙度、低滲透的特點,儲層必須通過壓裂改造來提高產(chǎn)能,所以合理的鉆井完井方式、井筒結(jié)構(gòu)是試油壓裂成功的前提,應(yīng)把深層氣的鉆井、試油到開發(fā)應(yīng)視為一個整體系統(tǒng)工程,在鉆井設(shè)計時就應(yīng)考慮到完井后的試油和開發(fā)工作。深層氣井適宜采用大孔密、深穿透、多相位、螺旋布孔的負壓射孔方式,不僅可解除近井地帶鉆井泥漿污染問題,而且在壓裂施工中可降低施工泵壓。