克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术

王晓磊柳海达勇李纲要赵丽萍任荣

1.中国石油新疆油田公司采气一厂 2.中国石油新疆油田公司井下作业公司 3.中国石油新疆油田公司科技信息处

克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术

王晓磊1柳海1达勇2李纲要1赵丽萍3任荣1

1.中国石油新疆油田公司采气一厂 2.中国石油新疆油田公司井下作业公司 3.中国石油新疆油田公司科技信息处

王晓磊等.克拉美丽气田火山岩气藏储层改造技术.天然气工业,2010,30(2):63-65.

克拉美丽气田火山岩气藏具有裂缝和孔隙双重介质特征,岩石坚硬、储层物性差、天然裂缝发育、自然产能低等特点,必须经过压裂改造才能获得较高产量,然而火山岩储层的复杂性给压裂改造造成很多困难,存在裂缝破裂和延伸机理认识不清、压裂液滤失大、人工裂缝扭曲或多裂缝、裂缝开度狭小、易砂堵、高储层温度、高启裂梯度、高施工泵压等问题。为此,通过理论研究和现场应用分析,总结出了一套抗高温、抗高压、抗砂堵、降滤失、快返排等储层改造技术,经试气和投产分析表明,压后增产效果明显,大大提高了火山岩压裂施工的成功率。

克拉美丽气田 火山岩气藏 储集层 压裂 难点 增产 措施

1 压裂改造难点

克拉美丽气田火山岩气藏压裂设计和施工难度很

大[1-2]。

1.1 裂缝破裂和延伸机理认识不清

火山岩裂缝储层属双重介质,水力压裂时多裂缝破裂与延伸(图1),无法预测火山岩储层在压裂中同时开启的裂缝数目以及每个裂缝开启程度等参数,进而很难确定主裂缝形成的控制技术。

图1 火山岩气藏裂缝形态图

1.2 压裂液滤失大

储集空间为双重介质,流体遵从孔隙—裂缝双重滤失机制,压裂液滤失较沉积岩严重。

1.3 高砂堵概率

天然微裂缝、溶孔发育规律性不强,造成压裂液滤失带具明显的不确定性;岩性致密、坚硬,使压裂裂缝宽度增长受限。这导致施工过程中砂堵概率增大。

1.4 高储层温度

储层温度大多在120℃左右,对压裂液的耐温、交联、携砂性能要求较高,特别是由于天然微裂缝的存在,对压裂液的抗剪切能力提出了更高的要求。

1.5 高启裂梯度、高施工泵压

破裂压力梯度、杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等均较沉积岩高,造成压裂裂缝在破裂、扩展、延伸过程中的启裂压力均较高;储层埋藏较深,压裂沿程摩阻较高,加上岩性致密、坚硬,从而造成施工泵压较高。

2 压裂改造技术

2.1 压裂设计优化

2.1.1 施工规模

根据克拉美丽气田石炭系储层情况,裂缝发育,压裂裂缝在纵向上延伸较大,缝高缝长比在2∶3～1∶1范围,通过软件分析,优选合适的支撑裂缝半缝长在100～120m,确定了1.5～3.0m3/m的加砂规模。

2.1.2 施工排量

针对克拉美丽气田火山岩多裂缝储层裂缝发育、上下没有较好的遮挡层的特征,施工排量对裂缝延伸高度的影响较小,可以通过提高施工排量来减小压裂液的滤失量。根据本区块的压裂施工情况统计分析,施工排量确定在3.5～4.5m3/min之间为宜。

2.1.3 砂液比

对于低渗透地层,压裂增产的原理主要在于造长缝,扩大渗滤面积,改善井筒与储层的沟通。针对火山岩气藏的情况,不需要较大的裂缝导流能力,并且砂比高会导致快速砂堵,故确定平均砂比介于15%～20%。

2.1.4 前置液用量

理想情况下,施工泵注程序完毕时,前置液刚好用完,而支撑剂刚好到达裂缝端部,此时压裂液使用最少,对地层伤害小。但为了预防砂堵,保证石炭系多裂缝储层压裂施工的顺利进行,在设计中主要根据地层物性、裂缝发育情况,压裂液滤失系数确定前置液体积分数介于40%～50%。

2.2 压裂液体系

2.2.1 胍胶压裂液

由于储层埋藏较深,同时火山岩储层改造要求压裂液具有良好的耐剪切性能,研究出了耐温能力强、抗剪切性能好、具有良好降阻性能的胍胶压裂液体系。压裂液在地层温度120℃、170s-1剪切速率下剪切1h黏度保持在150mPa·s以上,继续剪切至2h压裂液黏度在80mPa·s以上(图2)。利用该压裂液体系在彩深1井进行大型压裂施工,成功加入支撑剂60m3,施工安全、顺利。

图2 压裂液在120℃抗剪切性能曲线图

2.2.2 新型气井压裂助排添加剂

常规助排剂只是降低了压裂液的表面张力,而接触角几乎为0°,故毛细管压力降低有限。根据气藏特征,研究筛选出了性能优良、可以增大液固两相接触角至60°以上的气井专用助排剂,降低毛细管压力,提高压裂液返排效率,减少储层伤害(表1)。

2.3 测试压裂技术

进行小型测试压裂,可以对目的层物性参数、地层闭合压力、压裂液摩阻、滤失情况进行分析,并且能够对井内管柱安全性、设备承受能力进行验证,从而为以后较大加砂压裂设计提供可靠依据。

通过X1井测试压裂分析得到(图3):停泵压力梯度0.0154MPa/m;近井摩阻1.21MPa;滤失系数7.8×10-4m/min1/2,较高;微裂缝条数为2.0条。在判断天然裂缝存在后,还要根据测试压裂解释滤失系数与当量裂缝数目来定量决策控制措施。根据现场压裂施工特征统计分析表明,正常滤失系数为3.0×10-4m/min1/2,超过此值就需要考虑采取针对性措施(表2)。

表1 克拉美丽气田火山岩压裂液用量及返排率表

图3 X1井测试压裂图

2.4 支撑剂段塞技术

段塞的作用:降滤;减少裂缝条数;减小流体通过孔眼的摩阻;优化近井筒附近裂缝壁面;减小近裂缝弯曲效应。

段塞颗粒的大小以及段塞的使用段数应根据裂缝发育情况和裂缝开启度以及压裂过程中裂缝弯曲摩阻来具体确定。一般来说,40～70目或70～100目颗粒是合理的段塞颗粒,一般很少使用30～50目或者20～40目的段塞颗粒;根据现场应用情况分析,支撑剂段塞中支撑剂的浓度一般选用50～220kg/m3为宜。

表2 诊断及相应处理措施表

2.5 现场施工控制技术

2.5.1 施工排量控制

多裂缝储层必须保证施工具有一定高的排量,目前施工中携砂液阶段随砂比提高排量降低的现象在克拉美丽气田火山岩气藏得到验证,要随着排量的降低再次提高排量,减少压裂液滤失是施工成功的保证,从现场施工看,排量提高了0.2～0.3m3/min。

2.5.2 小阶梯线形加砂技术

针对克拉美丽气田石炭系储层弹性模量较大、滤失较大的情况,阶段性提高砂比对存在多裂缝的储层不适应,采用线形加砂技术,逐步小阶段提高砂比多段低砂比线形加砂压裂工艺技术,基本加砂程序为:5%～8%～10%～15%～20%～22%～25%～28%,基本实现了线性加砂。多段加砂技术缩小了每级砂液比的上升幅度,减少了压力的波动,使施工压力更加平稳,同时支撑剂的充填也更加饱满,支撑剂的铺置浓度更加合理。DX1424井应用此技术获得了成功,产天然气29×104m3/d。

2.6 水平井分段压裂技术

水平井目前已成为提高勘探开发综合效益的重要途径,为了提高火山岩气藏单井产量,在克拉美丽气田部署了水平井。但气藏的特征决定了气井在未进行增产措施前产量是极低的,因此要对水平井采用分段压裂技术进行储层改造,以提高产能。经过对该水平井进行分析,采用裸眼封隔器分段压裂技术,共对水平段进行5级分段压裂,单井产量为35×104～40×104m3/d,是同区块单井产量的3～8倍(图4)。

2.7 压裂效果

克拉美丽气田气藏压裂后投产与待投产气井12口(探井5口,开发井7口)均取得良好效果(表3),说明配套压裂技术适应于克拉美丽气田的储层改造。

3 结论与建议

1)针对火山岩储层特点及压裂改造技术难点,研究出抗高温、抗高压、抗砂堵、降滤失、快返排等火山岩压裂改造技术,并在现场多次应用,取得了较好的效果,促进了克拉美丽气田的高效开发。

图4 水平井分段压裂结构图

表3 克拉美丽气田单井压裂前后产能对比表

2)火山岩压裂控缝高技术有一些研究和应用,但效果并不显著,应进一步加强研究。

3)水平井分段压裂技术已经在火山岩压裂取得很好的效果,今后应加强这方面的研究和应用。

[1]杨辉,胡永全.火山岩油气藏水力压裂难点及其措施[J].内蒙古石油化工,2008,18(2):50-52.

[2]冯程滨,张玉广,王贤君.深部火山岩储层压裂改造主要技术对策[J].大庆石油地质与开发,2008,27(5):85-88.

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.015

Wang Xiaolei,assistant engineer,was born in1982.He is mainly engaged in technical study of gas well downhole operation technology.

Add:Karamay,Xinjiang834000,P.R.China

Tel:+86-990-6811933 E-mail:wxlei@petrochina.com.cn

Reservoir reconstruction technology of Kelameili volcanic gas reservoirs

Wang Xiaolei1,Liu Hai1,Da Yong2,Li Gangyao1,Zhao Liping3,Ren Rong1
(1.N o.1Gas Production Plant,PetroChina Xinjiang Oilf ield Com pany,Karamay,Xinjiang834000,China;2.Downhole ServicesDepartment, PetroChinaXinjiang Oilf ield Company, Karamay, Xinjiang834000,China;3.Science&Technology Intelligence Department,PetroChina Xinjiang Oilf ield Company, Karamay,Xinjiang834000,China)

Fracture treatment has to be done for a higher yield from the Kelameili volcanic gas reservoirs due to their unique features including fracture-pore dual medium,hard volcanic rocks,poor petrophysical properties,well-developed natural fractures,and extremely low natural deliverability,etc.However,the complexity of the reservoirs brings much trouble to fracturing operation,such as the fracture split and extension mechanism being not recognized clearly,fracture fluid being at a seriously high leakage,artificial fracture being contorted or multi-fractured,fracture aperture being narrow and small,sand bridge being easily formed,and reservoir temperature,the gradient of open fracture and the work pump pressure being so high,and so on.Therefore,through theoretical studies and field application analysis,we developed a set of reservoir reconstruction technology with advantages of thermal stability, high-pressure resistance,sand bridge control,depressing filter loss,quickening backflow of fracturing fluid,etc.Field practices show that this set of reservoir reconstruction technology helps enhance obviously the gas yield of the Kelameili reservoirs after fracture treatment,and significantly improves the success ratio of fracturing,thus,providing robust technical support for further fast development of the volcanic reservoirs in the Kelameili gas field.This will be good reference for the development of similar gas fields.

Kelameili gas field,volcanic gas reservoir,fracturing,difficulty,stimulation,treating

book=63,ebook=64

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.015

2009-2102-28 编辑 韩晓渝)

王晓磊,1982年生,助理工程师;从事气井井下作业技术研究工作。地址:(834000)新疆维吾尔自治区克拉玛依市。电话:(0990)6811933。E-mail:wxlei@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.63-65,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)