东濮凹陷深层气井试油压裂工艺研究

东濮凹陷深层气井试油压裂工艺研究

东浦凹陷深层气藏砂体发育，单层薄，变质速度快。气藏埋深大，通常分布在35000m。储层岩石作用强烈，相对致密，物理性质差。属于低孔和低渗透储层。具有高温高压特点。这些特点使得试油工艺技术难度大,主要表现在以下几点:试油时初产较低,一般需经压裂改造后方可获较高产能;井深,油管和井下工具受力复杂,负荷大,排液难度大;压力高,对试油压裂管柱、井下工具、套管及采油(气)井口的要求高;温度高,对下井工具及入井材料的要求高;技术能度大,投资大,风险大。1集体技术研究1.1负压值的确定目前常用的射孔方式是电缆射孔及油管传输负压射孔。油管传输负压射孔,因安全可靠,施工成功率高,同时兼具诱喷作用等特点,是目前深层气井中应用最为广泛的一种射孔方式。油管传输负压射孔负压值的选择,除考虑井筒套管的抗外挤能力外,还要考虑地层本身因素。负压差过大会引起地层出砂,堵塞井下工具;负压差值太低,孔眼冲洗不干净,影响油气流动效率。合理负压值的确定在各油田无固定方法,一般参考BELL确定负压值统计准则(见表1)。东濮凹陷深层气藏的有效渗透率一般都小于0.01μm2,产液井负压值应达到13.78MPa,气井负压值应达到34.4MPa。目前中原油田由于考虑到地层出砂及现场施工(一般用150型压风机气举降液面)等原因,负压值一般选择在15MPa左右。在射孔枪弹方面,对于深层气井应稳定用穿透深、威力大的102枪102弹或102枪127弹,一方面可以穿透钻井污染带,另一方面也可以减少压裂时压裂液在孔眼及井筒附近的摩阻,降低改造时的破裂压力。布孔方式上,由于考虑到储层相变快,非均质强,所以基本上采用90°相位螺旋布孔,在套管能承受的范围内,尽可能加大孔密。另外,为了更有效地解除近井地带的污染,近年来,东濮凹陷在白55井、桥59井等深层气井上普遍采用高能气体压裂与射孔同时进行的复合射孔工艺技术。该技术同时还有降低储层压裂改造时的破裂压力的作用。1.2井内压裂施工难点东濮凹陷深层气藏的低渗、特低渗的储层特征决定了只有在储层内压出深穿透、高导流的长缝彻底改造储气层,才有可能获得较高的产能。为此,必须进行尽可能大的规模的压裂施工作业。压裂规模的大小还须研究井所在的构造位置、井附近断层、边界、含水情况、射开厚度等因素。但要压出高导流长缝还受诸多地质和工程条件的制约,如:①地层高压带来了施工的高泵压,加之施工规模大,泵注时间长,对压裂设备、井口装置与井下管柱的承受能力提出了更高的要求;②地层高温,泵注时间长,且储层低渗特低渗,对压裂液的耐温,耐剪切性能、粘稳、粘时性及压裂液的低伤害也提出了更加苛刻的要求;③由于储层搞闭合压力,对选用支撑剂的承压能力提出了更为严格的要求;④由于受井况限制,大部分井施工注入方式选择性差,为保护套管,一般选择油管卡封压裂,大排量施工难以实现;⑤残液返排难度大,影响施工效果。为此必须根据储层情况结合目前现有设备能力,优化压裂设计。1.2.1深层气藏压裂方式的选择目前中原油田常用压裂方式主要有油套合压、卡封压裂、投球压裂、限流压裂及其相互组合。针对深层气藏特点,压裂方式选择上按以下原则:①对于施工压力较高,井筒状况好的井宜采用油套合压方式;②对于施工压力非常高,井筒状况好的井,可考虑套管压裂(该方式不利于液体返排);③对于井筒状况不好的井,只能选择卡封压裂。1.2.2循环方案的管道设计1.2.2.井深080mm的加井深大于4000m时,用ϕ73mmP105油管与N80油管组合管柱,下带喇叭口;井深小于4000m时用ϕ73mmN80油管,下带喇叭口。采用这种管柱组合,主要是考虑到目的层较深,施工过程摩阻较大,管柱受力复杂,P105油管螺纹抗拉极限为118.3t,而N80油管螺纹抗拉极限为65.7t。1.2.2.2卡塞密封压裂管柱组合为:ϕ89mm油管+RTTS封隔器+ϕ73mm尾管+喇叭口。1.2.3深层气井压裂液体系的研制优选压裂液的基本依据是:与油气藏的适应性,减少压裂液对储层的损害,满足压裂工艺的要求,达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。因此深层气井压裂液必须具备耐高温、低摩阻、低伤害、良好的流变性及粘温粘时性。结合中原油田多年来在深层气井上的实践,选用东营油田化学联营公司生产的GRJ作为压裂液稠化剂。该稠化剂具有残渣低(5.8%)、增稠能力强、粘度等特点。采用有机硼作胶联剂,结合东濮凹陷地层条件,在压裂液中加入粘土稳定剂。考虑压裂液与地层流体的配伍性、破胶后的排液及其它有关因素,相应加入破乳剂、助排剂、杀菌剂、高温稳定剂,及pH值调节剂等添加剂。从而研制出耐高温、延迟胶联的深层气井压裂液体系,特级羟丙基胍胶+粘土稳定剂+破乳助排剂+pH值调剂+杀菌剂+温度稳定剂+有机硼胶联剂+NBA-101胶囊破胶剂和过硫酸铵破胶剂。该压裂液的耐温剪切性能见表2,入井液在剪切2h后粘度保持在97mPa·s,说明所用压裂液性能满足储层高温,且满足压裂施工液体携砂高比要求。1.2.4影响裂缝渗流能力的因素深层气井压裂要求支撑剂应满足以下条件:a)支撑剂在高闭合压力下具有足够的强度来保证裂缝的导流能力。b)在高闭合压下下破碎率必须很低,如果破碎率高将会影响裂缝渗流能力,并且压后维持时间也短。c)由于井深,施工泵压高,工艺上要求使用低密度、高强度的支撑剂,以便于液体携砂,满足高砂比施工要求。对山西垣曲、河南巩义及美国的CARBO中等强度陶粒的支撑剂强度和导流能力进行评价,美国的CARBO中等强度陶粒性能指标最高,在69MPa下,CARBO产品群体破碎率比山西垣曲或河南巩义陶粒低54%,86MPa下则低76%(见图1)。由此看出CARBO中等强度陶粒较适合于东濮凹陷深层气井。1.2.5在水力压裂基础上的设计东濮凹陷的水力压裂优化设计,是以油气藏地质论证为基础,采用多种模拟技术,以分析研究水力压裂基础参数来解决设计的优化。目前中原油田可用STIMEX和FRACPRO软件进行三维压裂设计优化。1.2.6压裂石的性质压裂前的小型测试压裂可以摸清地层岩石破裂性质,了解压裂液的性能及压裂设备是否能够适合于高泵压、长时间的压裂施工,以指导加砂压裂的成功实施。1.2.7压裂监测技术利用井温测井、裂缝方位监测及施工动态监测,施工停泵后测压降曲线等技术进行压裂监测,以正确评价压裂情况,指导以后的压裂工作。1.3单采排液技术目前深层气井排液方式除自喷排液外主要还有抽汲排液、化学助排、连续油管车液氮排液、气举排液、水力活塞泵或射流泵排液、液氮泵车排液等多项技术。但对于深层气井来讲效率最高、安全性最大的排液方式是液氮气举排液。目前中原油田拥有美国产液氮泵注车,单车最大施工泵压105MPa,最大施工排量为163m3/min。在井内无油管或管柱下入较浅时,连续油管车液氮排液是最佳选择,这种液氮排液方式不仅速度快,而且对地层的回压低,污染小,效率高。1.4层心储层和压裂液深层气井射孔用负压射孔技术,并且选用压裂预前置液作为压井液,以减少射孔液对储层的污染。它由多种表面活性剂、助排剂、复合粘土稳定剂组成,与地层流体不发生有害作用,并有一定疏通地层孔隙喉道的作用。其技术指标达到:表面张力不超过22.0mN/m,界面张力不超过0.1mN/m。压裂液采用低伤害与地层配伍性良好的特级羟丙基胍胶。在压裂前置液中加入破乳剂助排剂,以及在压裂过程中使用NBA—101微胶囊破胶剂和追加破胶剂技术,使压入地层中的压裂液能够尽快彻底返排出来,尽量减少压裂液在地层停留过程中对地层产生的伤害。压裂配液基液进行粗细过滤,滤去粒径大于2μm的杂质,以消除杂质对孔喉的堵塞。压裂后采用强制闭合技术,减少压裂液与地层作用时间,同时排液时采用液氮助排,及时排出压裂液,降低液体对地层的污染。2沙三4井段,沙三4井段濮深15井为近年来施工的深层气井,该井共试油两层,第一层层位为沙三4,井段4888.1～4914.9m;第二层层位为沙三4,井段4694.4～4707.1m。2.1射孔密度和相位角两层用102枪102弹油管传输射孔负压差分别为1648.07m和1600.74m水柱,实际射孔平均孔密分别达到27.2孔/m和30.5孔/m,并且每次射孔相位角均为90°,经重复射孔后,相位角应小于等于90°,减小了以后压裂时压裂液在近井筒地带的摩阻,更有利于压裂液沿最大主应力方向延伸,以降低破裂压力。2.2层的重建和施工效果的评估2.2.1压裂压裂液保护濮深15井通过小型压裂后,将压裂方式由原来的下ϕ73mmN80油管1000m油套合压改为空井筒套管注入方式,并且对压裂液进行了调整:稠化剂浓度由原来的0.65%降至0.55%;交联比由0.5%降至0.45%;pH值由10提高到11;延迟交联时间由1.4min延长到4min。调后,测得基液粘度由原来的90mPa·s降至68mPa·s,有效地降低了施工的泵压,加砂压裂时平均排量提高到4.16m3/min,保证了施工的成功。2.2.2压裂井的压裂技术濮深15井第一层通过微地震波法监测通过压裂已形成方位为70°,缝高28m,东半缝长168m,西半缝长98m的有效裂缝;第二层压裂形成了方位为64.5°,缝高10m,东半缝长148m,西半缝长155m的有效裂缝(见图2)。说明两层压裂均达到了形成深穿透长缝的目的。濮深15井压裂试气过程中,采用的主要排液技术除直接放喷排液外,还有连续油管液氮排液及液氮泵车气举排液技术。该井两层压裂均采用空井筒压裂方式,有效地减小了施工泵压,减轻了压裂井口及压裂设备的负担,但却不利于压后液体的快速排出,采用连续油管车液氮排液技术解决了这一难题。第一层用连续油管车、液氮泵车排出液体占总排液量的30.2%;第二层用连续油管车、液氮泵车排出液体占总排液量的17.5%。效果较好。两层射孔后井口均只有微弱气显示,第一层压裂后,最高气量(瞬时)达16782m3/d,由于地层产水及原始储层物性差,最后稳定在1420m3/d。第二层压裂后,初期5mm油嘴放喷,气产量达11066m3/d,但由于地层能量衰竭较快,最后稳产至4280m3/d。由此看来,压裂前后效果明显,压裂工艺技术成功。2.2.3连续油管下深3.0m排液本井两层压裂均采用空井筒压裂方式,有效地减小了施工泵压,减轻了压裂井口及压裂设备的负担,但却不利于压后液体的快速排出,该井采用连续油管车液氮排液技术解决了这一难题。第一层用连续油管车液氮排液两次,连续油管下深3800.0m,排出液64.2m3。第二层用连续油管车液氮排液一次,连续油管下深3800.0m排出液19.68m3。为更高效率的排液,减少液柱对井底的回压,第一层连续油管车液氮排液后,井内下入ϕ73mm油管深度4841.61m,采用液氮排液方式排液4次,排出液量94.42m3,第二层连续油管车排液后,井内下入ϕ73mm油管深度4565.12m,液氮排液3次,排出液量59.48m3。3深层压裂井后试油开发和井后压裂工艺合理设计东濮凹陷深层气藏具有高温、高压、低孔隙度、低渗透的特点,储层必须通过压裂改造来提高产能,所以合理的钻井完井方式、井筒结构是试油压裂成功的前提,应把深层气的钻井、试油到开发应视为一个整体系统工程,在钻井设计时就应考虑到完井后的试油和开发工作。深层气井适宜采用大孔密、深穿透、多相位、螺旋布孔的负压射孔方式,不仅可解除近井地带钻井泥浆污染问题,而且在压裂施工中可降低施工泵压。