试析碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究

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　　试析碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术论文导读：本论文是一篇关于碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术的优秀论文范文,对正在写有关于碳酸盐论文的写有一定的参考和指导作用,碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及在大港油田的应用姓名：刘向阳　　　　　学号：909361　　　　　性别：男　　　　　专业:石油工程　　　　　批次：1108　　　　　电子邮箱：366283902.　　　　　联系方式：13672054963　　　　　学习中心：天津滨海奥鹏远程教育学习中心　　　　　指导教师：臧珍霞2011年9月2日碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及在大港油田的应用摘要　　碳酸盐岩储层的储集空间复杂多变，天然裂缝发育，基质渗透率一般小于2×10-3μm2，而酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段，也是这类储层投产开发的关键技术，但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点；国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试，由前期效果不理想到近年取得了较好效果；鉴于目前碳酸盐岩储层压裂改造成功率低，调研了国内外碳酸盐岩储层加砂压裂改造实例，总结碳酸盐岩储层加砂难点，并就难点从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失，提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理加Na2CO3溶液液垫技术以及优化施工工艺和研制新型压裂液等方面提出了针对性对策，并在大港油田成功应用4井次，取得了良好的效果。关键词：碳酸盐岩；加砂压裂；高温；措施目录第一章引言11.1问题的提出.....................................................................1 1.2研究概况.......................................................................1第二章国内外碳酸盐岩水力加砂压裂实例2第三章碳酸盐岩储层特性及水力加砂压裂改造难点43.1储层物性差、可动流体饱和度低43.2非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大43.3缝高难于有效控制43.4储层对砂浓度和大粒径砂敏感43.5破裂压力高、施工压力高、压裂难度大53.6高温深井、对压裂液和压裂设备要求严格5第四章针对碳酸盐岩加砂压裂难点采取的针对性措施64.1加强改造目的层物性资料研究64.2提高小型测试压裂的评价指导作用64.3降低压裂液滤失，提高压裂液效率64.4主压裂之前的前置酸处理加NA2CO3溶液液垫技术74.5加强抗高温、抗剪切、低摩阻、易返排、低残渣压裂液的研制74.6优化压裂工艺和施工规模7第五章碳酸盐岩加砂压裂在大港油田的现场运用9第三章总结10碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术论文导读：本论文是一篇关于碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术的优秀论文范文,对正在写有关于碳酸盐论文的写有一定的参考和指导作用,长庆气田碳酸盐岩的水力加砂压裂工艺技术，即采用小粒径陶粒（40～60目）作为主支撑剂，降低加砂难度和缝内桥堵几率；前置液加入70～100目粉陶段塞和40～60目低砂比陶粒段塞，降低多裂缝效应；压前采用酸液进行预处理；采用耐高温易破胶的压裂液体系；采用大排量施工增加缝宽，减少滤失；用较大直径的油管注入，降低施工压力；采用前置液液氮系碳酸盐岩气层从2000年开始，进行加砂压裂试验，工艺主要特点为：前置比例偏高、排量低、砂浓度低、支撑剂规模小。压后无阻流量为（1.33～10.25）× 104m3/d。前期几口井由于排量小，前置液用量低导致改造程度小，成功率低，近年来排量和加砂量逐渐增大，加砂量平均达到37.5m3，增产效果明显。初步形成了适合长庆气田碳酸盐岩的水力加砂压裂工艺技术，即采用小粒径陶粒（40～60目）作为主支撑剂，降低加砂难度和缝内桥堵几率；前置液加入70～100目粉陶段塞和40～60目低砂比陶粒段塞，降低多裂缝效应；压前采用酸液进行预处理；采用耐高温易破胶的压裂液体系；采用大排量施工增加缝宽，减少滤失；用较大直径的油管注入，降低施工压力；采用前置液液氮伴注提高返排率等。塔中的碳酸盐岩储层埋深（5400～6600m），主要的储油气空间是裂缝孔洞，储层基质孔隙度极低。只要人工裂缝能沟通天然裂缝和孔洞，就能达到增产的目的。　　塔中地区共实施储层加砂压裂17井次，压裂工艺上取得了突破，在单井最大排量5m3/min，最大加砂量47m3，最高砂比36%，平均单井压裂液注入量440m3，压后评估表明：支撑半长117～232m，平均162m，裂缝宽度1.4～2.7mm，平均2.2mm，取得显著的增产效果。其中塔中621井碳酸盐岩水力加砂压裂工艺在国内首次突破，在塔中奥陶系建立了高产稳产井，从压前的0.105m3/d，到压裂后的日产油179.79m3/d,日产气90000m3/d，增产效果十分明显。　　　　第三章碳酸盐岩储层特性及水力加砂压裂改造难点　　碳酸盐岩范围分布较广，不同地区储层岩石有较大差异，但是他们具有一定的共同特征，即碳酸盐岩含量一般在90%以上，储层天然裂缝、缝洞异常发育，储层非均质性严重。碳酸盐岩加砂压裂时，其机理是岩石受力产生微裂缝，微裂缝又互相连通使岩石的微细观结构破坏，从而形成人工裂缝。因此碳酸盐岩储层水力加砂压裂有以下特点：　　3.1储层物性差、可动流体饱和度低　　碳酸盐岩基质渗透率、有效孔隙度变化范围大，基质渗透率一般小于1mD，有效孔隙度小于10%,属于低孔低渗型储层，其可动流体饱和度低，油气藏基质向裂缝供油气能力较差，压裂后初期产量较高，但有效期短。这就要求尽可能造长缝，尽量沟通更多的天然缝洞系统。　　3.2非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大碳酸盐岩油气藏为双重孔隙介质，储集空间复杂，其漏失通道主要是成岩作用与构造运动作用所形成的溶孔、溶洞、较大的裂缝和碳酸盐沉积颗粒所形成的原生孔隙等。水平层理、斜交缝异常发育，压裂时使得天然裂缝可能张开，形成复杂的多裂缝，使得压裂液滤失量大。水力裂缝在水平方向和垂向的扩展难度大，造长缝困难。此外，储层中溶洞的存在同样会造成泵注中液体滤失的突变，以致液体造缝效率大大降低，造成砂堵[6]。　　3.3缝高难于有效控制 　　碳酸盐岩与沉积岩呈层状分布不同，碳酸盐岩有着各种纵横交错、极为发育的天然裂缝和孔洞系统，同时加上纵向上的隔层与储层的有效应力差，裂缝在纵向上延伸的厉害，造成了有效缝长短，沟通裂缝程度不够，同时储层厚度一般较薄，缝高的有效控制难度极大[7]。　　3.4储层对砂浓度和大粒径砂敏感　　碳酸盐岩储层岩石受构造运动影响，其内部岩性非常不均匀，碳酸盐岩储层的压裂裂缝延伸扩展非常复杂，裂缝可以延伸到目的层以外、形成倾斜的多裂缝、裂缝重新定向、近井裂缝转向或偏移等。长庆碳酸盐岩加砂压裂试验时发现碳酸盐岩形成的人工裂缝为"T"型缝和"X"型缝，以细缝、X缝和浅缝为主。加砂压裂时近井地带人工裂缝异常复杂，多裂缝竞相延伸，降低了有效裂缝宽度，使地层吃砂困难，较高砂比和较大粒径（20-40目）支撑剂加入困难，导致压裂施工中高于30%砂比容易砂堵超压。　　3.5破裂压力高、施工压力高、压裂难度大　　碳酸盐岩杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等比沉积岩高，如长庆下古生界碳酸盐岩储层杨氏模量一般均在(4～5)×104MPa,是砂岩的2倍以上，造成了裂缝在破裂、延伸过程中的压力均较高；碳酸盐岩破裂梯度高，埋藏深导致压裂沿程摩阻高，破裂压力高，个别井在现有压裂设备条件下甚至无法压开裂缝；此外，钻进过程中泥浆的滤失严重，堵塞了井筒附近储层的渗流通道，地层吸液困难，也使得施工压力高。　　3.6高温深井、对压裂液和压裂设备要求严格　　碳酸盐岩储层大多埋藏较深，储层温度高，如长庆靖边气田下古生界碳酸盐岩埋深3300m左右，平均地层温度125℃；塔河油田奥陶系碳酸盐岩埋深5400～6600m，地层温度在150℃以上；大港油田碳酸盐岩沙一段、沙三段储层埋深在3200m以上，地层温度在135℃以上，而碳酸盐岩奥陶系储层埋深则在3800～5100m，储层温度最高达162℃，这对压裂液的降摩阻、耐高温、耐剪切性能、携砂能力和压裂管柱、设备等都提出了更高的要求。　　　　　　　　　　　　第四章针对碳酸盐岩加砂压裂难点采取的针对性措施　　4.1加强改造目的层物性资料研究 　　针对碳酸盐储层非均质性强，天然裂缝、孔洞、溶洞发育，压裂液滤失严重、滤失量难以计算等难题，利用测井振幅变化率、相干体、Jason反演等地球物理资料，结合钻井、完井和邻井的相关资料进行对比分析，确定储层在裂缝延伸方向上的发育情况，为压裂设计提供全面、准确的依据，从而优选压裂液用量和压裂规模。　　4.2提高小型测试压裂的评价指导作用　　在主压裂前，应加强小型测试压裂技术的应用，根据小型压裂得出的破裂压力、地层滤失系数、压裂液效率等参数现场校正施工参数，提高小型测试压裂的评价指导作用。　　如评价结果为天然裂缝发育，可采用以下方法消除多裂缝影响：①超平衡射孔、定向射孔、小段射孔等，减少近井地带裂缝的弯曲程度；②使用大排量造缝，大排量对井底附近裂缝迂曲起冲刷磨蚀作用，有利于增大缝宽，减少缝数；③可注入支撑剂段塞，在井底附近裂缝迂曲区域内，注入数个支撑碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术论文资料由.zbjy.提供,地址.剂段塞，必要时，注入每个段塞后关井测压；④使用高黏流体造缝，因黏稠流体不易在多缝中分流，从而防止产生多缝。　　4.3降低压裂液滤失，提高压裂液效率　　碳酸盐岩储层裂缝、孔洞发育，受射孔等因素影响，在压裂过程中在井筒附近易于形成复杂的多裂缝系统，多条裂缝竞相延伸，降低了有效缝宽、裂缝加砂困难，使得施工压力高，压裂液滤失严重。针对"碳酸盐岩储层非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大"可采用如下针对性措施:　　○1粉砂或粉陶降滤压裂技术，通过在预前置液中以较低砂比（5%-10%）加入100目的粉砂，用以堵塞狭窄的天然微裂缝，使张开的微裂缝逐渐被堵塞，压裂液无法进入天然裂缝内，迫使压裂液在人工主裂缝内延伸，进而提高压裂液的效率；○2多段塞降滤压裂技术，由于射孔或由于天然裂缝的影响，在近井地带出现多条裂缝并行延伸的情况，为了解决多裂缝滤失的问题，在压开目的层后,正式加砂之前加入少量的与主压裂相同的小粒径支撑剂作为"段塞"，充填在多裂缝中，堵塞天然微裂缝，增加了主裂缝宽度，达到降滤的目的；○3组合陶粒降滤技术，在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒，分别填充在不同宽度的裂缝内部，既起到了降滤的目的，也达到合理支撑的目的；④在主压裂前建议使用氯化钾和压裂液冻胶采取相应的小型测试压裂，对各种摩阻和近井地的多裂缝效应和对压裂液的综合滤失、渗透性有充分了解，为判断多裂缝存在的可能性、降低裂缝延伸压力、降低压裂液滤失、指导主方案设计等创造条件。　　4.4主压裂之前的前置酸处理加Na2CO3溶液液垫技术　　碳酸盐岩储层天然缝洞系统比较发育，在钻进过程中钻井液滤失严重，在井筒附近会形成致密的非渗 碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术论文导读：本论文是一篇关于碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术的优秀论文范文,对正在写有关于碳酸盐论文的写有一定的参考和指导作用,透带（堵塞带），同时在试油作业过程中的洗压井作业对近井筒炮眼附近造成了不同程度的污染，降低了储层的吸液能力。在正式主压裂施工前，可采取酸液预处理措施，使用适当浓度酸液对炮眼和近井筒储层进行小型酸化处理，通过酸液与近井筒钻井液污染物及岩矿化学反应，改变岩石的力学性质，可以消除近井处的应力集中，达到降低地层的破裂压力，降低前置液造缝泵压[8]。而酸处理后岩石力学性质的改变与岩石成分密切相关，酸液类型反应决定了酸岩反应快慢和反应量。水力压裂液多在偏碱性条件下交联，为了保证前置液质量，保证造缝效率，待酸液反应殆尽的时候在主压裂前置液前泵入适量浓度为2%Na2CO3溶液作为液垫中和残酸。　　4.5加强抗高温、抗剪切、低摩阻、易返排、低残渣压裂液的研制　　针对碳酸盐岩埋藏深、储层温度高的难点，需要加强新型压裂液的研制。要求压裂液具有以下特点:压裂液的耐温性能的改进与完善，研制或筛选抗温能力好的温度稳定剂等；研制新型酸液交联体系，使其既能携带砂子进入储层，又能对裂缝壁面进行溶蚀，扩大裂缝，降低裂缝壁面对胶联酸液的剪切作用，提高施工规模；提高压裂液的耐剪切性，降低压裂液的滤失，进一步增加携砂性能；根据储层低孔特征，要求研制易返排、低残渣压裂液，加快反排速度，以减轻压裂液对储层的伤害。另外由于储层埋藏深，压裂液摩阻较高，增加了施工压力，为了达到降低井口施工压力的目的，可以考虑采用超重压裂液体系，据悉国外研制出了密度达1.5g/cm3，适宜120℃的加重压裂液体系，室内测试显示性能良好，可以引入到碳酸盐岩加砂压裂工艺中。　　4.6优化压裂工艺和施工规模 　　由于碳酸盐岩埋藏深，地层闭合压力高，裂缝有效期往往难以保证，酸蚀缝长又无法评估，因此要进行高温深井碳酸盐岩水力压裂攻关研究[9]。碳酸盐岩加砂压裂时，考虑到地层基质孔隙度小、物性差等，对裂缝导流要求不高，压裂设计的原则是造长缝以增加沟通远井缝洞几率和扩大泄油气面积。由于天然裂缝发育、多裂缝形成，使得压裂液滤失严重，施工过程中在保证不超压的情况下尽量采用大排量、高前置液比例造缝，形成较宽的动态裂缝，以便顺利加砂；此外，考虑碳酸盐岩杨氏模量高，动态缝宽窄，支撑剂选择30-60目的低密高强度小粒径支撑剂，可以减小各种摩阻，降低施工压力及缝内桥堵的几率。同时这种粒径的支撑剂沉降速率相对较慢，有利于支撑剂在缝内的流动、铺置。施工时应遵循砂比低起点、小台阶线性加砂的原则，平均砂比控制在15%-20%范围内，最高砂比控制在30%左右。另外，为了增加裂缝宽度，减轻加砂难度，要求尽可能提高施工排量，考虑管柱及井口承压限制，降低施工管柱摩阻，可选用31/2油管作为压裂管柱。同时为了压裂液携砂进地层后能顺利返排，可以使用效果好的破胶剂及助排剂，还可以伴注液氮。第五章碳酸盐岩水力加砂压裂在大港油田的现场应用　　大港油田沙一段下部、沙三段储层岩性大多为灰质白云岩、白云质粉砂岩、钙质泥岩互层[10]，储层具有多裂缝、埋深均在3000米以上、地层温度高等特征。大港油田在碳酸盐岩储层水力加砂压裂改造上进行了研究与应用，从2010年4月起分别对B20*1、C42、B19、B20等井碳酸盐岩储层进行水力加砂改造，具体施工参数及分析结果如表5-1：　　表5-1大港油田碳酸盐储层水力加砂施工参数表参数B20*1C42B19B22井段m3295.6-3298.73730.8-3786.73270.5-3285.43983.5-4003.2储层温度℃135.4140.1133.5153.2总酸量m3061.258.735.0低挤液垫用量m3025.025.0 20.0前置液量m3130.0245.0170.0150段塞砂量m31.86.02.03.0携砂液用量m374.0242.0134.8128.2前置液百分比%60.148.551.250.8排量m3/min4.2-4.54.2-5.54.2-4.84.4-4.8多裂缝特性有有有有砂比%7285361026732平均砂比%19.519.816.218.7 加砂总量m314.548.222.325.3停泵压降MPa5327583480727642伴注液氮量m37.09.012.011.0返排率%51.368.356.163.7结果设计加砂14.4m3，圆满完成设计加砂48m3，圆满完成设计36m3，超压提前结束设计加砂25m3，圆满完成　　从表5-1中可以看出，所选的4口井埋深都在3200米以上，温度130度以上，4口井在主压裂施工前一天均进行小型测试压裂试验，除了B19未完成设计加砂量外，其余井都圆满完成加砂任务。压裂特点为：排量高，加砂量高，单井最大加砂量达48.2m3，施工中伴注液氮，返排率较高。通过后期产量跟踪除B20*1产液量仅增加3倍外，其余增产幅度都在6-15倍，其中C42产液量、产油量分别从改造前的3.1m3、1.1m3增加到31.9m3、25.7m3，增产效果明显，表明碳酸盐岩加砂压裂工艺在大港油田取得了较好效果。　　　　第三章总结　　（1）从调研国内外碳酸盐岩储层水力加砂实例入手，剖析了碳酸盐岩储层水力加砂难点； 　　（2）通过对碳酸盐岩加砂压裂改造难点分析，从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失，提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理加Na2CO3溶液液垫技术以及优化施工工艺和研制新型压裂液方面提出了解决难点的针对性措施，对碳酸盐岩水力加砂压裂研究具有一定指导意义；　　（3）经大港油田现场4口井应用效果表明，碳酸盐岩储层水力加砂压裂改造措施可行并且效果良好。赞同　　碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术论文导读：本论文是一篇关于碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术的优秀论文范文,对正在写有关于碳酸盐论文的写有一定的参考和指导作用,涉及到的