柴达木盆地拗北气田三维网状复合体防砂技术研究

柴达木盆地拗北气田三维网状复合体防砂技术研究

0涩北气田水泥砂排砂防砂技术中国大部分平原气藏都岩性差，开发过程中砂含量高。典型代表是柴达木盆地涩北气田。涩北气田储集层主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩欠压实成岩性差,胶结疏松,黏土含量高,地层水矿化度高,出砂严重。该气田开发中产出砂为细粉砂(粒度为0.04～0.07mm),防砂难度极大,常规防砂技术基本无效或效果很差,严重制约了该气田的高效开发。近10年来,青海油田公司先后邀请国内外多家石油技术服务公司采用机械、化学、压裂等工艺防砂,但均未取得预期的效果。针对涩北气田储集层特点,本文研究了用软纤维对储集层细粉颗粒进行预处理的技术,并研究了具有防砂效能的纤维与涂层砂形成的三维网状复合体的结构与性能,从而研制出防砂用特制纤维和用盐湖水配制的低损害清洁压裂液,设计了压裂端部脱砂与控制工艺,形成了纤维复合、清洁压裂液和端部脱砂集成配套的纤维复合防砂技术。2002年至2004年,在涩北气田12口井使用该技术开展了防砂先导性试验,施工成功率和防砂有效率均为100%,防砂后不出砂产气量是防砂前产气量的1.75倍以上。1纤维复合防细粉砂技术1.1各粒度小的占涩北气田储集层泥质细粉砂岩的泥质含量为40%～60%,黏土矿物主要为伊利石(占45%～67%)、绿泥石(占18%～29%)、高岭石(占12%～17%),其次为伊/蒙混层矿物(占0～14%,混层比为10%),还含有1%左右的蒙脱石。储集层砂粒粒径中值为0.03～0.07mm,粒度小于0.01mm的占28%。Ⅰ类储集层(细砂岩)黏土矿物含量较低,粒间孔发育,杂基含量低;Ⅱ类储集层(泥质粉砂岩)粒间孔发育,孔隙分布不均匀,泥质胶结,黏土矿物晶型差,黏土含量较高;Ⅲ类储集层(泥质粉砂岩)粒间充填晶型差的高岭石,伊利石呈桥接状(见图1),黏土含量高。根据涩北气田储集层的黏土矿物、敏感性数据,防砂作业时必须对储集层进行预处理。处理液中使用表面活性剂防止储集层润湿性反转,并加入软纤维稳砂剂稳定细粉砂颗粒。软纤维是一种长链带支链(支链带有阳离子基团)的阳离子聚合物,由于电性作用,在水溶液中整条链展开。处理液进入储集层后,软纤维带正电的支链吸附细粉砂,形成细粉砂的集合体,提高细粉砂的启动压差和临界流速,防止细粉砂运移。由图2可见,在软纤维处理前,涩4-18井储集层产出细粉砂粒颗粒的粒径中值为18.6μm,处理后的粒径中值为102.3μm,说明软纤维可吸附细粉砂。1.2纤维单体防砂1.2.1树脂涂层支撑剂复合胶质过滤体根据纤维复合防细粉砂原理对防砂纤维的特殊要求,结合涩北气田储集层地层水矿化度高的特点,研制出在储集层条件下稳定且具有抗温、抗酸、抗碱和抗地层水侵蚀的防砂专用特种纤维。纤维复合体利用特种防砂纤维的弯曲、卷曲和螺旋交叉形成的三维稳定网状结构,经树脂涂层支撑剂的固结作用,成为牢固且渗透率很高的过滤体(类似于充填筛管)。用该复合体能达到防砂目的。纤维复合体中常用的树脂涂层支撑剂主要有两种:树脂涂层陶粒和树脂涂层砂。树脂涂层陶粒的分选性好,抗压性高,破碎率低,导流性能好,但价格高;树脂涂层砂的性能次于树脂涂层陶粒,但价格低。针对涩北气田储集层较浅(埋深540～1740m),闭合压力较低(14.0MPa左右)等特点,并考虑到纤维复合体的耐冲刷强度,选用0.3～0.6mm的树脂涂层砂为纤维复合体中的支撑剂。1.2.2闭合压力对复合充填材料渗透率的影响本文主要研究了纤维对复合体渗透率的影响。使用清洁压裂液作为携砂液,用2%KCl溶液作为渗透率测试液,分别对0.3～0.6mm砂、1.5%纤维与砂的复合体在不同闭合压力下的渗透率进行实验研究。由图3可见,闭合压力为7.0MPa、14.0MPa和21.0MPa时,纤维使复合体渗透率值分别提高14.6%、3%和降低5%。涩北气田储集层闭合压力为14.0MPa左右,纤维对复合体渗透率基本没有影响。1.3盐水基清洁压裂液体系常规聚合物基压裂液会在压开的储集层裂缝表面形成滤饼,其残渣还将包裹在支撑剂的表面,降低其导流能力。清洁压裂液不含聚合物,无残渣,易返排,滞留少,对充填砂体的导流能力基本无影响,易破胶,对储集层基本无损害,易于端部脱砂,携砂性能好。为了保护储集层,提高支撑剂带的导流能力,便于端部脱砂根据涩北气田储集层敏感性强水敏盐敏酸敏和碱敏损害都十分严重,水敏和盐敏的平均损害程度为94%和97%,酸敏和碱敏的平均损害程度为76%,临界矿化度为80000mg/L,临界pH值为7.5左右)的特点和现场条件,研制了盐水基清洁压裂液,作为纤维复合防砂作业的携砂液。本文对研制的盐水基清洁压裂液体系的性能进行了实验研究。20℃条件下,该清洁压裂液密度为1.10～1.30g/cm3,黏度在30mPa·s至100mPa·s之间可调。图4为该压裂液体系的黏-温关系曲线。由图4a可见,盐水基清洁压裂液体系具有独特的黏-温特性,低于45℃时,黏度基本不随温度变化,高于45℃时黏度随温度的升高而增大。因此,该体系易泵送,具有良好的携砂性能,在储集层条件下滤失小,效率高。由图4b可见,体系破胶后的黏度低于盐水基液黏度,棒状胶束转化为很小的球状胶束,体系破胶容易、彻底,易返排。1.4压裂液的滤失控制TSO压裂防砂比传统的压裂防砂效果好。TSO压裂防砂作业一次完成两个不同的泵注阶段。第一阶段,用水力压裂压开裂缝,将支撑剂充填入裂缝端部,端部脱砂,终止裂缝延伸;第二阶段,TSO作业之后,继续泵注携砂液,以增加裂缝的宽度,进而提高最终裂缝的导流能力。与常规压裂作业不同,TSO作业靠端部脱砂的时间来控制裂缝的延伸和裂缝的增宽。对于涩北气田,由于压裂液的体积相对小且滤失速率高,气井的整个TSO作业过程实质上为液体的滤失状况所控制。对于高渗透气藏,传统的卡特模型已无法描述清洁压裂液的滤失特性,必须使用修正的滤失模型优化设计端部脱砂压裂。式中u———滤失速率,m/s;K———储集层渗透率,D;α———水力在地层中的扩散率,m2/s;μapp———压裂液表观黏度,Pa·s;pf,j———裂缝中第j步压力,MPa;s———滤饼压降,Pa;Vf,PAD———前置液量,m3;A———裂缝面积,m2;q———泵注速率,m3/s;Rf———裂缝半长,m;t———开缝时间,min。下角标:f———裂缝;INFL———裂缝膨胀增宽;TSO———端部脱砂;PAD———前置液。主压裂前,先进行小型压裂测试,用(1)式计算压裂液的滤失特性,用(2)式优化前置液体积,确定裂缝长度,最后用(3)式确定施工结束时机,从而确定裂缝宽度,保证形成短、宽缝,增加裂缝导流能力,改善高渗透储集层的开发效果,达到防砂与增产双重目的。2井身压裂井型防砂纤维井2002年至2004年,在涩北气田12口井中用纤维复合无筛管防砂技术进行防砂先导性试验。以涩3-10井为例,介绍其应用情况。该井防砂井段为1260.2～1268.0m和1273.0～1277.3m,岩性为灰色粉砂岩和灰色泥质粉砂岩,颗粒粒径为30～50μm,储集层泥质含量为36%,孔隙度为31%,渗透率为64mD,含气饱和度为51%。先以0.3m3/min的速率将12m3含有软纤维的预处理液挤入储集层,做稳砂处理;再以阶梯升排量用15m3盐水基清洁压裂液实施小型压裂,结果见图5a。用(1)式计算,该清洁压裂液对储集层的滤失系数为0.001524m/min1/2,闭合压力梯度为0.011833MPa/m;用(2)式优化设计,确定前置液量为15m3;用(3)式计算,端部脱砂时间为28min,脱砂后继续泵注29min,以增大裂缝宽度。施工曲线见图5b。本次使用树脂涂层砂共15m3(24t),特种防砂纤维150kg。该井防砂前使用5mm气嘴生产,油压7.70MPa,套压8.4MPa,日产气1.5364万m3,出砂严重,影响气井正常生产。纤维复合防砂作业后,该井生产制度不变,日产气3.1062万m3,不出砂。在涩北气田12口井中开展的防砂先导性试验防砂效果显著,其中7口老井的对比结果(见表1)(新井没有防砂前产量,无法对比)表明,纤维复合防砂后,不出砂产气量是防砂前产量的1.75倍以上。3