火山岩裂缝性储层压裂改造控制方法

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火山岩裂缝性储层压裂改造控制方法摘要：阐述了某火山岩裂缝性储层天然裂缝开启原理及小型测试压裂特征，并提出适应火山岩裂缝性储层的压裂改造工艺技术方法。火山岩裂缝性储层现场控制应依据凝胶段塞及粉砂处理效果，结合储层地应力特征等，进行裂缝形态分析，对主压裂砂比进行合理调整，依据压力变化情况合理控制排量及砂比。对该类储层压裂施工过程中，处理好天然裂缝发育的问题是保证施工成功的关键。关键词：天然裂缝压前预处理中图分类号：p588.14文献标识码：a文章编号：abstract:thispaperdescribesavolcanicfracturedreservoirnaturalcrackopenprincipleandsmalltestfracturingcharacteristics,andpresentedtovolcanicfracturedreservoirsofthefracturingtransformationprocessmethods.volcanicfracturedreservoircontrolshallbebasedonthegelslugandpowdersandprocessingeffects,andcombinedwiththereservoircharacteristicgroundstress,cracksformanalysisandmainfracturingsandthanmakereasonableadjustment,basedonthepressurechangecontrolsanddischargecapacityandreasonablethan.onthiskindofreservoirfracturingtheconstructionprocess,dealwiththe naturalcracktheproblemofdevelopmentistoguaranteetheconstructionthekeytosuccess.keywords:naturalcrackpressfront pretreatment火山岩储集物性受埋藏深度影响很小，受火山岩喷发时的岩性、岩相及后期改造作用影响较大。按空间类型组合，主要归结为裂缝、孔隙及裂缝和孔隙组成的复合型3种。对于酸性火山岩储层，具有天然裂缝发育的普遍特征，此类裂缝性储层在压裂改造过程中表现为小型测试压裂压降初期压降速度大，解释近井摩阻高、净压力高特征，在主压裂过程中，由于天然裂缝的存在引起压裂液的过量滤失及部分天然裂缝的开启对压裂液分流作用，造成主裂缝宽度变窄，导致支撑剂运移困难并出现裂缝端部脱砂或砂堵现象。因此针对这种天然裂缝发育火山岩储层压裂改造，从压前预处理、前置液比例、加砂程序均需进行优化。1压裂过程中天然裂缝对主裂缝的影响1.1天然裂缝临界开启压力天然裂缝存在临界开启压力，压裂过程中，主裂缝开启压力低于天然裂缝开启压力，只有当主裂缝的净压力达到一定值时，主缝内压力达到天然裂缝的临界张开压力值，天然裂缝开启。1.2天然裂缝开启对主裂缝的影响一旦主裂缝压力达到天然裂缝开启压力，大量天然裂缝瞬间张开，滤失迅速加大，主裂缝内压裂液体积也迅速减小，主裂缝宽度变窄，造成支撑剂的堆积，形成砂堵。2火山岩裂缝性储层小型测试压裂特征2.1g函数特征： 小型测试压裂停泵初期压降明显，反应开启的天然裂缝的附加滤失效应，这种效应是停泵初期压裂液的滤失主要因素，在g函数形态特征上明显表现为初期曲线上凸，见图1。图1天然裂缝发育g函数特征图2.2停泵压力梯度近井天然裂缝在停泵后快速闭合，停泵后压裂液向人工裂缝中惯性运移受阻，形成憋压效应，增加停泵压力值，地面压力变化特征是停泵后水锤特征不明显。计算的停泵压力梯度存在有因天然裂缝闭合形成憋压的附加值。2.3近井摩阻天然裂缝开启后，压裂液进入，造成主裂缝压裂液损失，早于天然裂缝开启的主裂缝中压裂液体积减小，裂缝体积随之减小，表现为缝宽的降低，压裂液流动阻力增加，而且由于憋压效应的存在，掩盖了部分摩阻，实际摩阻高于计算摩阻。2.4净压力裂缝延伸过程中延伸压力高于闭合压力的压力差值即为净压力，小型测试压裂解释的净压力为停泵压力与闭合压力差值，由于天然裂缝停泵后快速闭合的憋压效应的存在，实际净压力低于计算净压力。2.5有效压裂液效率有效压裂液效率受两方面影响，一是天然裂缝的发育程度及连通状况，二而储层基质的孔渗条件。对于天然裂缝发育储层，在压裂液滤失受孔渗条件影响小情况下，有效压裂液效率不会有较大变化，但若孔渗条件对压裂液滤失影响大时，那么计算的有效压裂效率很低。3火山岩裂缝性储层压裂施工优化针对天然裂缝发育裂缝性储层的特征，从压前预处理、前置液比例及加砂程序对压裂改造进行优化。3.1压前预处理3.1.1凝胶段塞注入适量凝胶段塞至缝口，楔入该处的天然裂缝中，利用凝胶段塞高粘性提高近井天然裂缝延伸压力，使主裂缝正常延伸；注入方法为：小排量注入缝口，停泵，待凝胶段塞静止后，在以适当的大排量注入压裂液造缝。这种方法一方面促使主裂缝形成，另一方面消除近井天然裂缝缝引起的部分摩阻。3.1.2 粉砂段塞主裂缝延伸，部分天然裂缝随之开启，削弱这部分天然裂缝对压裂液的滤失和分流是保证主裂缝缝宽的关键。现场解决办法可才在前置液中加入多段粉砂段塞，前置液造缝过程中，细粒径粉砂伴随压裂液向开启的天然裂缝中分流而随之进入，由于天然裂缝开启缝宽不足，粉砂迅速在其中堵塞，形成充填，削弱压裂液分流及滤失程度，保证主裂缝在延伸过程中具有足够的宽度，同时降低压裂液流动摩阻。粉砂的用量、段数及加入时机可根据天然裂缝发育程度、滤失大小以及近井摩阻高低进行调配。3.2前置液比例调整 储层的滤失程度，以小型测试压裂解释的综合滤失系数大小，有效压裂液效率高度进行评价，作为前置液比例调整依据。对于天然裂缝发育储层，一方面考虑天然裂缝的滤失影响，另一方面要考虑储层基质滤失情况，当储层基质滤失小，前置液比例不易过高，一般比例在30～32％左右；如果储层基质滤失也大，双重滤失严重，前置液比例需根据基质的滤失程度进行增加，一般前置液比例35％以上。3.3主压裂加砂程序调整3.3.1加砂程序调整依据依据施工停泵压力梯度高度、摩阻大小、滤失情况以及地应力特征对加砂程序进行优化，如果停泵压力梯度过高，需综合考虑其他引起停泵压力梯度过高的因素，结合地应力特征，分析主裂缝形态，对引起的摩阻因素进行分解；同时结合滤失特征，考虑加砂步长，最终形成适合当前储层特征的加砂程序。一般分两种情况，第一种是对于仅天然裂缝发育储层，天然裂缝处理效果明显，可实现高砂比施工，第二种是天然裂缝发育且主裂缝异常，砂比不宜过高。3.3.2前置液阶段压力变化特征对主压裂加砂程序的调整影响前置液阶段重点是观测压力变化情况，粉砂处理效果。采用凝胶段塞处理后，在前置液初期阶段体现为摩阻降低，通过计算可以判别。关键是观测粉砂的处理效果，见效特征是：粉砂到进入地层时压力升高，后期下降，下降后的压力低于加入粉砂之前的压力。如果粉砂进入地层后，后期压力不降或升高，证明粉砂无或弱效果，也说明主裂缝形态异常，因此就需对加砂程序进一步的调整。3.3.3加砂过程中注意事项加砂过程中主要判断各砂比进入裂缝内压力变化情况，判断临界砂比以及考虑各砂比步长选择，对于长时间施工时，注意判断加砂后期准确是否出现砂堵并采取相应措施。4火山岩裂缝储层压裂改造实例a井火山岩营城组b号层，压前小型测试压裂图2解早期关井压力降落明显，g函数图3显示天然裂缝发育特征。利用fracpropt软件解释主要参数见表1图2a井营城组b号层测试压裂曲线图3 a井营城组b号层g函数表1a井号层小型测试压裂解释结果停泵压力梯度mp/m缝口磨阻mpa滤失系数m/min.5压裂液效率%净压力mpa闭合压力mpa0.02089.6715.9×10-469.7428.843.97根据小型测试压裂解释结果分析，停泵压力梯度高、摩阻高、滤失大、净压力高，均是有天然裂缝引起；而压裂液效率正常，反应基质滤失不大，因此施工重点是处理天然裂缝发育问题。主压裂采用2.0m3凝胶段塞处理近井天然裂缝，4段粉砂处理主缝内天然裂缝，从压裂施工曲线图4分析均起到了很好效果；主压裂加砂过程中，压力缓慢上升，反映天然裂还存在滤失影响，但影响程度已大幅度降低，整个加砂过程比较顺利，共加入0.45~0.825mm抗压86.0mpa高强度陶粒125.0m3。图4 压裂施工曲线5结论火山岩裂缝性储层小型测试压裂一般表现为高停泵、高摩阻、高滤失，高净压等，压裂施工主要解决的问题就是消除天然裂缝造成的多缝延伸，促使主裂缝形成，降低天然裂缝开启造成的压裂液滤失程度，避免出现缝内脱砂，实现成功加砂。对于该类储层的处理方法，采用凝胶段塞处理近井多缝，确保主裂缝形成，在前置液中加入粉砂段塞，处理裂缝延伸过程中同时开启的天然裂缝，降低滤失，减小摩阻，保证主裂缝的正常延伸。参考文献：[1]罗英俊，万仁溥.采油技术手册[m].北京：石油工业出版社，2005.注：文章内所有公式及图表请用pdf形式查看。