低渗透致密气藏大井组工厂化压裂技术研究

低渗透致密气藏大井组工厂化压裂技术研究

1大井组“工厂化”压裂试气作业流程sulig气田是中国发现、开发的最大天然气田。主要位于鄂尔多斯的乌法旗，该区域属于鄂尔多斯盆地的伊山斜坡。随着开发的深入,苏里格气田产量不断攀升,符合整体开发理念的大井组和丛式井组开发已成为气田开发的重要方向。通过对苏里格气田前期大井组压裂施工组织方式和作业周期数据的分析发现:井筒准备时间是制约气田提高施工效率的关键因素,工序耗时90d左右(以9口井的井组为例),占总压裂试气工序时间63%(见图1),具有较大的提速空间。2013年,针对苏里格气田压裂作业特点,结合苏里格地形地貌及水文特征,从缩短井组压裂作业的井筒准备时间入手,对该区域大井组和丛式井组压裂施工作业流程进行了全面的优化,建立了一种适合苏里格气田特点的大井组“工厂化”压裂试气作业方法,该方法由5部分组成:①集中供水模式;②高效压裂工艺;③流水线作业模式;④高效作业设备;⑤返排液回收再利用。2suli格气田“工业化”压裂操作模式2.1水源井直供+井场“人工湖”模式苏里格气田地表多以沙漠、草地为主,地形平坦,区内交通便利,地下水资源丰富。前期压裂作业统计结果表明,该区域气井用液量大(水平井单井用液量为3500m3,直井单井用液量为800m3),若采用常规储液罐蓄水的供水模式,井场需预备大量的储液罐,耗费了大量的井场准备和备罐时间,且每口井压裂作业前均需重新备水,影响压裂施工效率。为了确保压裂施工的连续性,最大限度地减少现场储液罐,结合苏里格气田沙漠、草地易于挖掘的地形,使用水源井直供+井场“人工湖”模式能完全满足井组压裂改造连续大量用液的需求,即:通过修建井场“人工湖”提前备水,配备少量井场缓冲罐,提高备水效率。供水模式见图2。通过在57个井组开展“工厂化”压裂供水模式试验,平均单井组节约1000~2500m3容积的储液罐(见图3),同时缩短了压裂备水时间、减少了等停时间,实现了连续作业的目标。2.3在线工作模式2.3.1压裂施工区、排液流程区为便于作业工序交替,根据压裂试气作业内容和独立性原则将井场划分成4个功能区(见图6):①液体供应区,在区内完成蓄水、配制压裂液等工作,并向压裂施工区供应压裂液;②压裂施工区,在区内摆放压裂设备和材料,将压裂液和支撑剂按设计要求输送至目的层;③排液流程区,主要完成压后的排液、测试工作,按放喷排液作业要求,预置排液管线和排液池;④液体回收区,回收再利用压裂返排液,将排液流程区内收集的压裂返排液处理成可再次使用的液体后输送至液体供应区。2.3.2井内压裂施工井试压一次作业技术流水线作业模式就是通过优化生产组织模式,将井组内施工井的相同作业工序集中、连续作业,以加快工序施工速度、缩短压裂作业周期、降低作业成本。各工序间通过无缝衔接缩短周期,通过规模化的连续作业实现效益。单个井场的施工井数越多,流水线作业模式优势就越明显。苏里格气田井组“工厂化”压裂作业采用“六个一趟过”的流水线作业模式:①通洗井、试压一趟过,采用连续油管对井组内施工井依次进行通洗井试压一次作业,减少了常规立井架工序;②射孔一趟过,优化井组射孔顺序,一次完成井组射孔;③配液作业一趟过,采用连续混配技术,配液与压裂施工同时进行,减少压裂等停时间;④管汇连接一趟过,合理摆放储液罐和连续混配车位置,压裂施工前一次性连接好所有井的高压管汇,每口井入口处安装旋塞阀,压裂时打开相应的旋塞阀进行施工;⑤压裂(酸化)施工一趟过,施工前一次性将所有井的陶粒和化工料组织到位,压裂施工采取开关旋塞阀的方式,不动压裂设备完成所有井的压裂工作;⑥排液、测试一趟过,在施工作业前期,一次性连接每口井的排液、测试管线,确保压后所有施工井均能正常排液、测试。同时,施工工序之间根据顺序依次批量、同步作业(见图7),从而最大限度地提高设备利用率、减少井间工序等待时间。压裂作业时,压裂机组不动迁,低压管汇一次连接,高压管汇将多口井并联,并通过高压旋塞控制每条管汇的泵注流程,减少设备和管线的移动和连接时间,同时结合连续混配技术,能大幅提高作业效率、缩短井组整体压裂作业周期,井组压裂作业效率平均提高50%以上,且施工井数越多,压裂作业效率提升越明显(见图8)。2.4井筒、砂体、砂粉碎、倒砂井为确保工厂化压裂施工连续性,提高压裂作业效率,现场作业配备了高效率的作业设备。具体做法为:①采用100m3储液罐,组合叠加立体布放套装式拉运,节约搬运次数,减少占地面积;②采用连续油管,减少在通洗井工序中的移井架作业,提高了井筒准备效率;③采用2000型以上压裂泵车和输出排量16m3/min以上的混砂车,实现大排量压裂作业;④采用满足10m3/min以上大排量注入的压裂井口,确保大排量施工安全;⑤采用50m3或100m3大型砂漏斗和倒砂器,满足大排量压裂连续加砂要求;⑥采用8.0m3/min连续混配车和Φ101.6mm(4in)高低压管汇,满足大排量压裂作业供液要求。2.5压裂返排液处理装置为了提高水资源利用率、减少污水排放,缓解环保压力,对压裂返排液实施回收再利用(见图9)。气井返排分不含天然气液体返排、混气液体返排和混液气体返排3个阶段,考虑大井丛连续高效施工和返排液安全、高效回收的要求,回收前两个阶段的返排液,混液气体返排阶段在泥浆池点火后继续排液、测试。根据压裂返排液水质特点及现场再利用要求,研发出压裂返排液处理装置,主要处理工艺为“混凝沉淀+污泥脱水+过滤杀菌”(见图10);对于黏度和酸碱性达不到要求的废水,可采用配套预处理工艺:预氧化+调节pH值,处理后的液体可通过加入离子屏蔽剂达到压裂配液水质标准。苏-11井组压裂返排液处理前后水质检验(见表2)表明:通过该工艺处理后的液体满足苏里格气田配液水质标准要求。2.6我国为登记事设置转换费用以费来源前期常规的井场施工组织模式未考虑井间工序交叉,单井作业费用约为160万元。使用“工厂化”压裂作业方法能通过节约现场冗余设备、减少压裂机组动迁、缩短压裂试气施工周期等方法减少压裂作业成本,预计平均单井作业费用节约21万元左右(见图11)。3井组压裂作业效率苏里格气田属于典型的致密气藏,储集层纵向多层系叠合特征明显,平面非均质性强,且主力层系盒8气层厚度稳定(6~15m)、砂体连续性较好。区内以沙漠地形为主,地势平坦、交通便利,易于“集群化”布井,布井方式以直井/水平井混合井组为主。2013年,苏里格气田开展了工厂化压裂先导试验11个井组(见图8),井组压裂作业效率平均提高了50%以上。苏里格气田苏-11井组为典型的直井/水平井混合井组,该井组由直井和水平井各7口组成,各井压裂采用统一的标准方案设计,并结合作业现场条件,采用标准化井场布局,简化了现场整体施工难度,为压裂模块化施工创造了条件。使用单井场水源井直供+井场“人工湖”的供水模式,现场准备5000m3“人工湖”,节约了备水时间,实现了井组压裂连续作业,同时结合压裂液回收技术,提高了井组压裂的备水效率。压裂作业采用“六个一趟过”的流水线作业模式,创造了14口井67层/段,总入地液量31100m3,压裂作业周期42d(见图12)的新记录(因排液阶段不占用试气机组,该阶段时间未统计在内),井组单井平均施工周期3d,压后各井均在24h内排通,取得了较为明显的提速效果(由于标准化布局、安装连续油管、修建井场“人工湖”和沉砂池等作业内容增加了少量井场准备时间),节约成本约300万元。4井组采空液压裂作业能力提高,为保证快速作业“工厂化”压裂作业是提高大井组和丛式井组施工效率的基础,苏里格气田采用“工厂化”压裂作业模式后平均井组作业效率提高50%以上。集中供水模式和统一高效、成熟的压裂改造工艺和压裂液体系为压裂的快速连续作业提供了技术保障。各种工艺流水线作业是“工厂化”压裂作业模式的核心,是缩短井组整体压裂试气周期的关键手段。液体回收再利用技术提高了水资源利用率,减少了污水排放,缓解了环保压力,是绿色“工厂化”压裂作业不可或缺的环节。2.2高效主体压裂改造技术为了最大限度地提高施工效率,缩短压裂作业周期,实现快速连续作业,优选出一趟管柱压裂技术。同时,为了降低现场工艺复杂程度和作业难度,要求在井组内同种井型采用同一种高效的主体压裂改造技术和同一种成