海拉尔盆地砂泥岩储层压裂技术

海拉尔盆地砂泥岩储层压裂技术 目 录 前言 海拉尔砂泥岩储层地质特征 砂泥岩压裂配套技术 应用实例 现场实施效果 结论 压裂优化设计 压裂液体系 压裂施工工艺 现场控制技术 前 言 海拉尔盆地位于内蒙古呼伦贝尔盟境内，1982年开始油气勘探工作，已在 苏仁诺尔 、 呼和诺仁 、 苏德尔特 、 霍多莫尔 和 乌尔逊 等构造带上发现了油气田。 储层从下至上有：布达特群古潜山 变质岩储层 、兴安岭群 火山岩储层 ，以及铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组等 砂泥岩储层 。 水力压裂技术用于海拉尔盆地勘探始于 1988年，增产技术在海拉尔油气发现中发挥了重要作用 。 一、砂泥岩储层地质特征 海拉尔盆地属于复杂的断块油藏，沉积主体是白垩系的扎赉诺尔群，呈长条状分布，属于 多层位、多储层类型油田 。 海拉尔盆地的复杂性不仅表现在构造上特殊，储层的岩性、物性、流体性质在横向和纵向上也存在较大的不同。 油层纵向非均质性强、储层埋深跨距大，改造层位深度变化范围为 1100平面分布不稳定 储层温度范围差异大，低的在 30 40 ，高的可达 90 以上 岩石胶结疏松，粘土矿物含量高，高的可达到 20%以上 原油物性差异大，原油粘度低的约为 1 s，接近清水的粘度，原油粘度高的可达到 隙结构差，渗透率低，具有强水敏特征 海参 4区块开发目的层为南屯组二段中部油层和铜钵庙组油层，南屯组埋深为 1585m，铜钵庙组埋深达到 2370m，砂岩类型以薄层砂岩为主，储层物性参数为：孔隙度 平均为 空气渗透率为 10，平均为 10， 举 例 储层地应力解释结果表明，海拉尔盆地大部分储层与上下隔层之间的地应力差异小，人工裂缝在垂向上容易穿透隔层 ，导致压裂裂缝扁窄，产生早期砂堵。 二、砂泥岩压裂配套技术 1、压裂优化设计 压裂优化设计包括资料分析、产量预测、支撑剂和压裂液体系优选、施工工艺选择和施工参数确定。 首先 结合不同施工工艺特点及地应力剖面、录井、测井解释资料，确定压裂层组合（即压裂层段），选择施工工艺和压裂液体系 然后 应用油藏模拟技术预测出单层不同裂缝长度以及不同导流能力参数下的产能，从而确定出合理的裂缝长度、支撑剂类型和施工规模 最后应用压裂施工模拟技术逐层进行精细的施工参数优化，即：确定不同处理规模和不同施工排量下的加砂程序。 水力裂缝的动态缝宽与施工排量有着直接的关系，排量越大，动态缝宽越大。海拉尔盆地储层与隔层之间应力差异小，压裂缝高难以限制在目的层范围内，导致净压力低，裂缝窄，加砂困难，为此， 在主施工方案以外，每个压裂层段都设计了多排量、多砂比、多砂量的施工方案，确保压裂施工的成功 。 根据海拉尔盆地以往压裂施工井的停泵压力统计，压裂目的层的闭合压力随着深度的增加而增大，在 为此，应用线性回归方法建立了海拉尔地区闭合压力与地层深度的预测公式： 219 石英砂承受的闭合压力最高限在 36以满足在 1800 但应用压裂产量预测模型，对各井层应用不同支撑剂的产量进行预测表明：海拉尔探区应用石英砂做为支撑剂时的产能要比采用陶粒做支撑剂时低得多， 因此，采用陶粒做支撑剂，最大程度地发现油气藏 2、压裂液体系 个性化压裂液体系，突出油层保护技术 稠油储层 高粘度原油储层压裂液体系 储层水敏严重 乳化压裂液体系 井温梯度低 低温破胶技术 储层物性较差 高返排低伤害压裂液体系 高粘度原油储层压裂液体系在破乳剂中复配高效活化成分，现场应用表明，压后原油粘度、密度与压前相比，变化较小，乳化倾向小，避免了对地层的伤害 高粘度原油储层压裂液体系 水包油冻胶型乳化压裂液体系具有与储层配伍性和降滤失性能好，可减少压裂液伤害，提高压裂液效率的特点，有利于保证施工成功率和有效改善增产效果。具有良好的温度稳定性、剪切稳定性和破胶性能，残渣比水基压裂液降低四分之一；破乳率 100%，适应于 40 70 强水敏储层的压裂 乳化压裂液体系 对于低温浅井，压裂液进入井底后迅速冷却地层，压后裂缝温度下降，特别是在近井地带，裂缝温度接近施工时地面温度，而且裂缝温度恢复较慢，在此条件下，压裂液破胶时间长、破胶不彻底、难于及时返排。海拉尔的压裂液低温破胶系统将氧化剂与激活剂配合使用，在低温下能释放游离氧，破坏冻胶结构，使压裂液有效降解 催化氧化低温破胶系统实验结果 温 度 ( ) 破胶时间 ( h ) 破胶液粘度 ( s ) 8 10 12 5 30 14 3. 3 低温破胶技术 采用数值模拟方法，计算不同施工阶段裂缝温度变化及各阶段（部分）压裂液暴露于地层温度下的时间，结合室内试验，就可以确定不同施工时间破胶剂使用量，实现分阶段使用破胶剂，使压裂液沿着裂缝方向逐步破胶。由于这个特点，既可以使压裂液保持较高粘度，使裂缝具有良好的沉砂剖面，又可使压裂液获得较好的破胶效果，支撑裂缝渗透率获得较高保持率。结合高效助排剂，降低压裂液返排阻力，实现了高返排低伤害的目标 。 高返排低伤害压裂液体系 3、压裂施工工艺 根据海拉尔油田储层纵向分布特点，结合施工目的的特殊要求，在压裂工艺方面，使用了单封隔器压下层工艺、双封隔器单卡上提压裂分层工艺、填砂压裂技术、限流法压裂和多裂缝投球压裂工艺等 单封隔器压下层工艺管柱 其特点是通径大，无节流部件，适合于大砂量施工，可以与填砂压裂技术、限流法压裂和多裂缝投球压裂工艺联合使用 双封隔器单卡上提压裂分层工艺管柱 一趟管柱可完成 2 3个层的压裂，也可以与限流法压裂和多裂缝投球压裂工艺联合使用 4、现场控制技术 现场控制技术包括压裂材料和施工过程的质量控制技术和现场施工控制技术。 海拉尔压裂属于会战形式，压裂液是现场速配，质量控制技术对保证压裂成功非常关键。质量控制技术是通过确定质量控制要素，实现对压裂施工进行全方位的质量控制。 在压裂液方面 ，重点控制配制水质量、基液粘度、添加剂的种类及数量； 在支撑剂方面 ，要求支撑剂必须经抽样检测合格后才允许装车，且要保证支撑剂在装车过程中不受污染。 现场施工方面 ，监控压裂液成胶性能、加砂过程和施工工序，实时分析施工过程 现场施工控制技术是依据压前地质认识和储隔层地应力条件，采用测试压裂解释技术，解释近井筒摩阻、微裂缝发育程度、净压力、压裂液效率等相关参数，以此为依据，在加砂压裂过程中，实时分析压力变化，判断裂缝扩展和支撑剂运移情况， 及时作出合理的决策，保证施工顺利进行。 三、应用实例 苏 31井 该井位于贝尔湖坳陷乌尔逊凹陷苏仁诺尔构造苏六 较多而且孔渗参数变化大，泥质含量大于 20%，压裂目的层综合解释均为为差油层 压裂层位参数表 层 序 层位 层号 井段 （ m ） 砂岩厚度 （ m ） 渗透率 ( 10 3 孔隙度 ( % ) 泥质含量 ( % ) 综合解 释结果 N 2 38 4 差油层 N 2 37 6 差油层 N 2 36 45 差油层 N 2 35 200 差油层 1 N 2 34 1 20 差油层 可以看到，在渗透率为 10用陶粒支撑剂，裂缝长度为 300加入 45压裂效果较好。而在渗透率为 10用陶粒支撑剂，当裂缝长度为 200加入 30压裂效果较好。为了保证压裂效果，优选采用 45 苏 31井 34 38号层压裂产量预测图 苏 31井测试压裂压力拟合结果 测试压裂解释结果表明：压裂层段闭合压力为 合时间 4压力 于危险的净压力范围 苏 31井主压裂施工曲线 采取了逐步提高排量的现场施工控制方法，排量从 3.0 m3/步提到 施工实际加入陶粒 45砂强度 3.9 m3/m，平均混砂比 完成了设计要求，压后日产油 四、现场实施效果 在海拉尔，目前该技术的年应用井数约为 20口井。该技术的应用，提高了探井成功率，降低了勘探风险 ,节约了投资 ,取得了显著的经济效益。 历年海拉尔压裂效果对比 五、结论 1、 海拉尔盆地是一个复杂断块油田，压裂技术的进步提高了探井成功率，为加快盆地油气勘探提供了技术支持 2、 海拉尔砂泥岩压裂技术紧密结合储层特征，从压裂施工设计、压裂液体系、压裂工艺、现场施工控制技术到认识地层的地应力解释等方面实现了配套，适应性强，可操作性强 3、 针对不同储层特点，形成了海拉尔砂泥岩压裂液体系系列化，降低了压裂液对储层的伤害程度，在提高压裂效果上发挥了重要作用 4、 海拉尔油田储层与隔层间应力差异小，压裂过程中裂缝高度难以控制，通过施工控制技术降低了砂堵风险 ，提高了施工成功率 海拉尔盆地是一个构造复杂的断块油田，压裂技术在油田的发现、评价和开发过程中都发挥了至关重要的作用。本文从压裂优化设计、压裂液体系