长-庆-气-田-致-密-砂-岩-气-藏压裂改造技术

中国石油长庆油田分公司二○一一年九月长庆气田致密砂岩气藏多层多段压裂改造技术报告内容一、基本概况二、直井多层压裂改造技术研究及试验三、水平井多段改造技术研究及试验四、结论1.盆地资源丰富鄂尔多斯盆地油气资源丰富，天然气资源量10.7×1012m3，气田发育上、下古生界两套含气层系，以苏里格气田为代表的致密砂岩储层占总资源量61.7%。

近年来，长庆气区进入大规模勘探开发阶段，天然气产量达到210×108m3,其中上古致密砂岩占51.9%。

一、基本概况阴山贺兰山六盘山吕梁山秦岭图例石油储量面积区域断层构造单元天然气储量面积

上古生界砂岩气藏普遍具有低孔、低渗、低压的特征，储层致密，孔喉结构差，启动压力高，单井产量低。气藏埋深：2800.0～3800.0m孔隙度：5.0%～12.0%渗透率：0.1～3×10-3μm2含气饱和度：44.0%～66.1%压力系数：0.8～0.9MPa/100m2.储层物性差，自然产能低鄂尔多斯盆地致密气典型井压汞曲线特征苏里格气田典型井吼道分布3.普遍发育多套含气层系，具有一井多层的特征苏里格气田储层纵向多层现象比较普遍，一井多层比例高。太原马五4山2山1山1盒8下盒8下盒8上苏里格气田各区块多层井占总井数比例4.压裂是提高单井产量的有效手段多年来，以提高单井产量为目标，大力开展压裂新技术攻关与试验，形成了长庆致密砂岩气藏压裂技术系列。两大技术系列致密砂岩气藏直井改造技术系列致密砂岩气藏水平井改造技术系列六项主体技术机械分层压裂多薄层压裂低伤害压裂液控缝高压裂不动管柱水力喷射分段压裂裸眼封隔器分段压裂六项配套技术压裂优化设计支撑剂优选液氮伴注排液分层压裂同步破胶裂缝监测技术深穿透射孔1.岩矿特征室内研究表明，长庆致密砂岩气藏岩性总体上以石英砂岩为主，但区域上岩性存在明显差异。苏里格气田中区以岩屑石英砂岩+石英砂岩为主；东区以岩屑砂岩为主；则西区以石英砂岩为主。二、直井多层压裂改造技术研究及试验苏里格气田各区块岩性数据对比表地区层位碎屑组分（%）石英岩屑长石中区盒886.013.70.3山185.114.80.1东区盒879.120.70.2山184.315.60.1西区盒890.89.20.1山186.513.20.32.岩石力学及地应力研究室内岩心测试表明，盒8、山1砂岩杨氏模量为18400～34200MPa，泊松比为0.2～0.4，砂岩最小主应力为50.4MPa，泥岩为56.6MPa。岩心分析地应力大小岩性最大水平主应力最小水平主应力泥岩68.9956.62砂岩61.8450.43砂泥岩65.0454.90气田岩性围压MPa孔隙压力MPa杨氏模量×104MPa泊松比体积压缩系数10-41/MPaBiot系数盒8砂岩57281.84-3.420.2-0.41.4250.77山1砂岩45241.94-3.160.21-0.261.740.84岩心分析岩石力学参数3.导流能力研究为深入研究支撑剂导流能力随时间长周期条件下变化规律与产量递减的关系问题，从模拟生产实际条件出发，开展了“定压定温、长周期”导流能力实验。认识：长期导流能力约为短期的14-25%；随时间延长导流能力呈下降趋势，300h时降为初期的12-14%。4、低伤害压裂液体系研究针对致密储层微观孔喉细、启动压力高的特点，在“核磁共振+岩芯流动实验”的试验确定压裂液伤害主控因素的基础上，形成了适用不同区块储层的多套低伤害压裂液体系。压裂液类型适用储层特征主要适用区块羟丙基胍胶压裂液以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主的低渗储层苏里格中区、榆林-子洲地区阴离子表面活性剂岩屑含量高、孔喉细微的致密储层苏里格东区盒8超低浓度胍胶压裂液吼道细小、压力系数低、返排难度大的致密储层苏里格地区、盆地东部羧甲基胍胶压裂液低孔、低渗，岩屑含量高的致密储层苏里格东区盒8高温无机硼压裂液深井、高温、低渗储层高桥地区近年气田新开发的压裂液体系（1）阴离子表面活性剂压裂液从降低分子结构、降低破胶液表面张力的角度出发，开发了新型阴离子表面活性剂压裂液体系，成本降低40%，应用33口井，平均无阻流量8.87×104m3/d。阴离子表面活性剂压裂液体系评价内容常规胍胶压裂液阴离子表活剂压裂液分子量300万左右700表面张力33.82mn/m28.21mn/m破胶液粘度＜10mP.s＜5mP.s岩心伤害率27.4％18.3%压裂液性能对比表阴离子表面活性剂压裂液原理图大于临界胶束浓度球状胶束网状冻胶（2）羧甲基低伤害压裂液从提高压裂液稠化剂水溶性、降低稠化剂浓度的角度出发开展羧甲基压裂液体系试验，应用29口井，见到较好效果。苏里格东区羧甲基压裂液试验井效果评价内容常规胍胶压裂液羧甲基低伤害压裂液水不溶物%9.650.92水溶性3小时1小时破胶液粘度＜10mP.s＜5mP.s压裂液性能对比表5、机械封隔器分层压裂工艺

一次下入分压合采完井管柱，通过投球座封，逐级打开滑套，实现多层压裂，合层排液生产。两套分压管柱：Y241、K344两种适用规格：51/2″套管、7″套管耐温能力：120℃，承受压差：70MPa分压段数：51/2″套管井最高分压7段Y241分压管柱K344分压管柱桃2-10-30C2井采用机械封隔器分层压裂实现一次分压6层，压后测试产量达8.95×104m3/d。桃2-10-30C2井6层分压曲线截至目前，机械封隔分层压裂工艺在苏里格气田累计应用超过2000余口井，分压5层以上试验15口井，平均无阻流量达12.2×104m3/d，取得了较好的效果。苏里格气田机械分压多层改造工艺效果6、引进试验了TAP、连续油管分压裂技术（1）TAP分层压裂技术通过将滑套与套管连接一同下入到目的层段，逐级投入飞镖打开滑套实现分层压裂，球座通过前一级压裂时压力传递缩径而形成，避免了常规分层压裂工具球座逐级缩径对压裂级数的限制。盆地东部4口井（米35、米37、苏东35-57、桃2-9-2）TAP压裂试验，取得以下认识：TAP技术可以实现无限级压裂可实现套管滑套关闭，降低了产水影响技术成熟度有待进一步提高多层改造后无阻流量达到5～6×104m3/d（2）连续油管分层压裂工艺连续油管水力喷砂射孔及套管压裂流程图工艺原理：使用连续油管喷砂射孔通过环空进行主压裂通过砂桥进行封隔下层作业后连续油管冲砂关键技术：连续油管精确定位技术连续油管井下工具组合连续油管分层压裂施工工艺连续油管井口配套设备完成了3口井17层现场试验，单井最高分压8层，最快实现了一天连续分压4层。层数苏东32-23苏东34-19桃2-9-31盒7盒6盒52盒8盒7盒63山1盒8下1盒8上14盒8下2盒8上25山21盒8下26山22山117山128山21无阻流量104m3/d6.93.86.2产水0.94围绕水平井开发的瓶颈技术，加大了关键工具的自主研发，扩大技术合作与试验，水平井多段压裂技术取得突破，苏里格气田水平井规模应用，实现了开发方式由直井为主向水平井和定向井为主的转变。三、水平井多段改造技术研究及试验1.不动管柱水力喷射分段压裂技术(1)开展了大型物模实验，对水力喷砂射孔机理取得关键性认识传统认识喷孔形态为纺锤形，试验发现靶件呈椭圆形和剑形两种形态受非均质性和地应力影响，不同方位喷射射孔深度有较大差异与常规火力射孔不同，喷孔直径大，无破碎和压实带，更有利于减少井筒附近油气流动阻力裂缝未起裂时喷孔形态六喷咀水力喷砂孔到图靶件产生裂缝后喷孔形态（2）开展了水力喷砂参数室内模拟实验，建立了实验图版采用810个靶件，针对9个方面（喷距、喷嘴直径、围压、喷射速度、靶件、孔眼形状、射孔孔眼、射孔时间、不同岩样）完成了90组不同条件水力喷射参数实验，建立了实验图版。水力喷砂孔内压力分布实验台架对累计获得的3126个关键数据进行了图版化处理，获得水力喷射增压和喷射参数两个方面的图版49个，建立了相对完善的实验图版。（3）建立了理论模型，在室内模拟实验的基础上，形成了理论图版在室内物理模拟实验的基础上，对射流增压、孔内压力分布、喷射速度等建立了数学模型，开展了150余组模拟研究，建立理论图版17个，为优化设计奠定了基础。喷嘴压降公式：紊流方程：冲量方程：

孔内速度云图

孔内静压云图研发了多级滑套、喷射器等关键工具，形成系列配套工具，已获国家专利7项。不动管柱水力喷射分段压裂示意图（4）研发了水力喷砂分段压裂工具项目技术指标最高承压（MPa）70耐温性能（℃）150滑套打开压差（MPa）10-1541/2″套管完井10段6″裸眼完井15段苏里格气田不动管柱水力喷射分段压裂施工井汇总表（5）现场试验截至目前，在苏里格气田致密砂岩气藏共应用32口井，平均无阻流量44.2×104m3/d，最高无阻流量125.1×104m3/d，与压裂直井相比平均增产倍数达到5倍以上。时间试验井数（口）层位水平段长度（米）有效储层钻遇率（%）水力喷射改造段数（段）无阻流量（104m3/d）2008年2盒8636.641.81.012.42009年1盒81103.048.93.057.22010年13盒81124.058.55.643.52011年16盒8951.454.75.846.2平均32／1055.055.65.3段44.2

单井实例----苏平14-19-09该井投产480天，平均产量10.9×104m3/d，累计采气5234.0×104m3。苏平14-19-09井开采曲线压恢试井2、裸眼封隔器分段压裂技术（1）技术原理裸眼封隔器、悬挂封隔器和完井管柱一体下入封隔器坐封后起出钻杆，下入直井段压裂回接管柱通过投入大小不同的钢球，控制各级滑套打开，实现多段压裂

自主研发6″井眼裸眼封隔器工具最大工作压差达70MPa，工作温度120°，最高压裂改造段数为13段，已接近国外同类技术水平。技术指标压缩式封隔器遇油膨胀封隔器自主研发压缩式封隔器封隔器密封压差（MPa）707070封隔器耐温（℃）150150120压裂段数（段）151313

6″井眼条件下裸眼封隔器工艺关键技术指标对比（2）技术性能裸眼封隔器实物照片

截至目前，长庆气区裸眼封隔器分压工艺应用120口井，平均试气井口产量7.0×104m3/d，平均无阻流量54.2×104m3/d，达到直井3倍以上。苏里格气田水平井裸眼封隔器分段压裂试验情况表（3）试验效果时间改造井数（口）层位水平段长度（米）有效储层钻遇率（%）水力喷射改造段数（段）无阻流量（104m3/d）2009年5盒8780.468.24.066.22010年63盒8885.159.95.241.32011年52盒8908.067.76.359.2平均120盒8890.663.65.650.1

单井实例苏平36-6-23（压缩式裸眼封隔器）目前该井投产530天，平均产量9.6×104m3/d，累计采气5100×104m3。苏平36-6-23井开采曲线

桃2-12-27H（遇油膨胀裸眼封隔器）目前该井投产2