[中国非常规油气网]体积压裂与缝网压裂技术.pdf

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MIEnergyCorporationavalueaddedoil&gaspartner2012年11月MIEnergyCorporation 目录一、体积压裂二、缝网压裂三、压裂工艺四、DB22-3缝网压裂设计要点五、DB22-3缝网压裂实施要点六、初步评价七、下步建议MIEnergyCorporation 以水力压裂技术手段实施对油气储集岩层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采气井的产量。MIEnergyCorporation 体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向技术，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制材料，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量，在主裂缝侧向强制形成次生裂缝，并实现次生裂缝继续分枝，形成二级乃至多级次生裂缝，最终使主裂缝与多级次生裂缝相互交织，形成立体的裂缝网络系统，实现储层内天然裂缝、岩石层理的大范围有效沟通。MIEnergyCorporation 体积压裂可以使垂直井纵向动用更多的层，水平井横向动用更多的段。目前体积压裂改造水平井段长一般可达到1000—2000米，分段10段—20段，直井压裂5层—10层。该技术在国外油气田得到了有效应用。在国内还处于试验应用阶段MIEnergyCorporation 原理是利用储层两个水平主应力差值与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值，就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵横交错的“网状缝”系统。MIEnergyCorporation 对于期望形成的人工裂缝和天然裂缝共同作用的形态，如果在直井实施称为缝网压裂，在水平井实施称为体积压裂。这种技术的实施对地应力的状况有一定的要求，最大主应力和最小主应力差不能过大，转向压裂一般不超过10兆帕，缝网压裂要求的应力差就要更小些。同时与储层厚度、砂泥层之间的应力差也有一定的关系。MIEnergyCorporation 实施手段方面：一是采用变参数射孔、二是压裂时变排量变粒径加砂、三是适时停泵。这种技术目前的描述主要还停留在理论层面，因为缺乏有效的地下形态监测技术，现有的大地电位法、微地震法、井温测试法都无法有效的监测这种技术形成的裂缝形态，至少是精度很难达到实际的需求。MIEnergyCorporation 压裂工艺体现了“两大、两小”特征，“两大”是指：①大排量，施工排量10m3/min以上；②大液量，单井用液量2000～5000m3。“两小”是指：①小粒径支撑剂，支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒，②小砂比，平均砂液比为3%～5%，最高砂液比不超过10.0%。MIEnergyCorporation 压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～6簇射孔，每簇长度0.46～0.77m，簇间距20～30m，孔密16～20孔/m，孔径13mm，相位角60°或者180°。MIEnergyCorporation 分段压裂技术施工参数：施工排量为12.7～19.0m3/min每段用量2000～5000m3；支撑剂单井用量为60～190m3，100目（0.15毫米）支撑剂30～360kg/m3斜坡递增浓度，40/70目（0.45/0.25毫米）支撑剂30～600kg/m3斜坡递增浓度。MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation 油井基础数据地理位置吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米合格2006.6.开钻日期10固井质量不同壁P110*7.722117.23-厚mm2119.97；2006.6.139.7下深mP110*7.722118.84-完钻日期套管规范mm1602121.56；套管鞋完钻井深2385.51；2386.0射孔枪型102m水泥返深1678.0孔密16m套管接箍人工井底套管头至补心m2373.564.8m距mMIEnergyCorporation 射孔层段数据射孔井段(m)厚度(m)孔数孔密（孔序号层号自至夹层射开有效/m）应射实射1123-22208.72204.34.44.416707021022192.72191.711.61.01.01616163922190.12189.11.61.01.01616164822181.92180.77.21.21.21619192156.12154.424.61.71.71627275612154.12152.70.31.41.4162222MIEnergyCorporation 压裂层段井段砂岩厚度有效厚度上隔层厚度下隔层厚度层序层号(m)(m)(m)(m)(m)1q4122208.7~2204.38.44.411.6-以往生产简况2006年9月压裂投产，初期产液3.9吨/天，产油2.1吨/天，产量较高。截至到2012年4月份，提捞产液量0.2吨/天，产油0.2吨/天，稳定产量基本不变。生产情况见下图1。MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation 地质状况该井位于吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米处，是松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地大安构造的一口开发生产井。改造的目的层为泉头组12-6号层，测井解释储层平均有效孔隙度6.8％，渗透率0.2mD，平均泥质含量21.3％，属于低渗储层。大安油田22口取心井中共观察到裂缝508条，对裂缝的观察分析如下根据岩心观察本区张裂缝占29.0％，张剪性裂缝占34.17％，剪切裂缝占36.75％，反映本区裂缝以剪性和张剪性裂缝为主，其次为张裂缝该区以高角度裂缝为主，其中倾角大于45°的占64.6％。而倾角小于30°的裂缝多分布于泥岩之中，为近水平的滑脱缝。MIEnergyCorporation 2006年8月30日压裂，通过分层改造，三个层施工参数见下表：前置液携砂液替挤液陶粒射开压前（m3/min；（m3/min；平均（m3/min；解释射开井（m3）厚度停泵m3）m3）砂比m3）层号段mmmpa%设实排量实际排量实际排量实际计际2210-124.415.33.019.73.043.520.73.05.29.09.02205.62194-12.12.10-83.217.03.231.23.262.719.63.26.62182032157.4-63.418.33.224.73.247.318.23.25.48.08.62154.0MIEnergyCorporation 压裂液选择液体编号产品名称单位用量名称1Z_PJXkg2440压裂液I型2kclkg122001220m33JZ_Pkg2440压裂液II型4Z_PJXkg1200600m35kclkg60006改性瓜胶kg8007助排剂kg200冻胶压裂液8破乳剂kg100200m39碳酸钠kg36010碳酸氢钠kg7211防膨剂kg2000交联液12有机膨kg40013过硫酸钾kg300现场准备14高温破胶剂kg50MIEnergyCorporation 支撑剂选择依据本井地质情况及目的层的埋藏深度并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》，并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目粉砂2.0m3和0.425-0.85mm抗压52MPa（20-40目）陶粒20m3（目数=25.4/直径*0.65）MIEnergyCorporation DB22-3井q12层测试压裂施工工序表4步施工时间（min）排量压裂液用量(m3)骤阶段累积工序(m3/min)阶段累积111测试压裂221212测试压裂334313测试压裂448414测试压裂5513515测试压裂6619616测试压裂7726739测试压裂824508110测试压裂55559111测试压裂2257106071停泵测压降备注：选用压裂液I型进行小型压裂测试MIEnergyCorporation DB22-3井q12号层主压裂施工工序表表2-14步施工时间工排量支撑剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m31108.3108.3I型液6.0650.0650.02120.0228.3II型液5.0600.01250.03110.0338.3I型液5.0550.01800.082.7341.0I型液6.016.01816.0100目粉92.8343.8I型液6.03630.50.516.71832.7砂100目粉101.7345.5I型液6.06050.51.010.01842.7砂1512.5358.0冻胶4.050.01892.720-40陶1610.3368.3冻胶4.08652.03.040.01932.7粒20-40陶1718.6386.9冻胶4.012075.08.071.42004.1粒20-40陶1821.3408.2冻胶4.0172108.016.080.02084.1粒20-40陶197.8416.0冻胶4.0241144.020.028.62112.7粒20-40陶201.6417.6冻胶4.0310181.021.05.62118.3粒212.5420.1替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。平均砂比%9.31清水比例%84.57MIEnergyCorporation DB22-3井q12号层主压裂施工工序表表2-24步施工时间工排量支撑剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3192.992.9I型液7.0650.0650.02120.0212.9II型液5.0600.01250.03110.0322.9I型液5.0550.01800.082.3325.2I型液7.016.01816.092.4327.6I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5329.1I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5341.6冻胶4.050.01892.71610.3351.9冻胶4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6370.5冻胶4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3391.8冻胶4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8399.6冻胶4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6401.2冻胶4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5403.7替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。MIEnergyCorporation平均砂比%9.31清水比例%84.57 DB22-3井q12号层主压裂施工工序表表2-34步施工时间工排量支撑剂压裂液阶段累积类型砂比用量累积用量累积骤minmin序m3/minkg/m3%m3m3m3m3181.381.3I型液8.0650.0650.02120.0201.3II型液5.0600.01250.03110.0311.3I型液5.0550.01800.082.0313.3I型液8.016.01816.092.4315.7I型液7.0100目粉砂3630.50.516.71832.7101.5317.2I型液7.0100目粉砂6050.51.010.01842.71512.5329.7冻胶4.050.01892.71610.3340.0冻胶4.020-40陶粒8652.03.040.01932.71718.6358.6冻胶4.020-40陶粒12075.08.071.42004.11821.3379.9冻胶4.020-40陶粒172108.016.080.02084.1197.8387.7冻胶4.020-40陶粒241144.020.028.62112.7201.6389.3冻胶4.020-40陶粒310181.021.05.62118.3212.5391.8替挤液4.010.12128.4备注：压后测瞬时停泵压力。MIEnergyCorporation平均砂比%9.31清水比例%84.57 2012年11月01日施工动用8台2500型泵车，50方拖罐18台，40方软体罐10部，其他罐车5台，合计罐33台（部），全部罐容积1400方。实现总液量1910.5方、最高排量7.67方、最高压力59.2兆帕、停泵压力17.3兆帕、加陶粒7.4方。施工教训是老井井况差，需要事先做好一切准备，由于储液罐有限（设计液量2128方）施工排量高，配液、供液不但要保证速度还要保证质量。冬季施工由于液罐阀门、管线、井口等需要加温，施工时间延长。MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation 小型测试曲线MIEnergyCorporation 压裂施工曲线MIEnergyCorporation 六、试验初步评价该井2006年9月2日投产，至措施前6年共计生产原油732吨，措施前10个月捞油平均月产9吨，日产0.3吨。该井11月3日压后返排，自喷排液647方（自喷返排率33.8%）11月8日下38泵投产，泵挂1700米，冲程3米，冲数4.5次，至12月25日投产47天生产原油195.8吨，（平均日产4.1吨）25日数据产液8.1方、产油4.4吨、含水45.07%、动液面1653米。（一月5日总液量1141总油236.2）该井压准、投产作业、压裂施工、压裂材料共计投入160万元，按每吨4000元计，生产400吨原油收回成本。MIEnergyCorporation 六、试验初步评价MIEnergyCorporation 七、下步试验建议扩大试验，再试验3-5口井以便进一步评价在庙3水源保护区不许注水开发的区块应用试验在储量丰度低AB块做抽稀井网开发应用试验在构造边缘井、受注水影响不明显的控制井应用试验在独立的小构造不适宜注水开发的小区块应用试验MIEnergyCorporation MIEnergyCorporation