壓裂防砂技術(shù)在南堡35-2油田大斜度井的應(yīng)用

鮑文輝,程 林,馮浦涌,安百禮,譚章龍

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津塘沽 300451;2.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

壓裂防砂技術(shù)在南堡35-2油田大斜度井的應(yīng)用

鮑文輝1,程 林1,馮浦涌1,安百禮1,譚章龍2

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津塘沽 300451;2.中海石油(中國）有限公司天津分公司,天津塘沽 300452）

南堡35-2油田明化鎮(zhèn)組儲層為中高孔、中高滲疏松砂巖稠油油藏,需要壓裂防砂來實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)和防砂。根據(jù)端部脫砂壓裂的原理,并結(jié)合南堡35-2油田A16井明化鎮(zhèn)組儲層特點(diǎn),優(yōu)選出適合該井壓裂防砂的清潔壓裂液、支撐劑和工具,針對井斜大的特點(diǎn)優(yōu)化了壓裂防砂工藝,采用一趟管柱對明化鎮(zhèn)1油組和0油組成功進(jìn)行了壓裂防砂施工。壓后油井產(chǎn)液量提高明顯,且不出砂,證明壓裂防砂達(dá)到了增產(chǎn)和防砂的雙重作用,是開發(fā)疏松砂巖稠油油藏的一項進(jìn)攻性措施。

疏松砂巖;稠油油藏;壓裂防砂;大斜度井;清潔壓裂液

中高滲疏松砂巖稠油油藏在生產(chǎn)過程中容易出砂,而常規(guī)防砂方法通常是以犧牲油井的部分產(chǎn)能為代價的;中高滲地層在鉆完井等作業(yè)過程中容易受到污染,生產(chǎn)過程中的微粒運(yùn)移也會對地層深部的滲透率造成很大的影響。壓裂防砂形成的高導(dǎo)流能力裂縫可以穿過近井傷害帶,達(dá)到增產(chǎn)和防砂雙重作用,是開發(fā)稠油油藏的一項進(jìn)攻性措施。本文根據(jù)端部脫砂壓裂的原理,并結(jié)合南堡35-2油田A16井明化鎮(zhèn)組儲層特點(diǎn),優(yōu)選出適合該井壓裂防砂的清潔壓裂液、支撐劑和工具,針對井斜大的特點(diǎn)優(yōu)化了壓裂防砂工藝,采用一趟管柱對明化鎮(zhèn)1油組和0油組成功進(jìn)行了壓裂防砂施工。

1 端部脫砂壓裂原理

與低滲透儲層壓裂要求造長縫不同,高滲透儲層中的端部脫砂壓裂要求造短寬縫。這里需要引入一個概念:無量綱裂縫導(dǎo)流能力 CfD。

式中:CfD為無量綱裂縫導(dǎo)流能力;kf為裂縫滲透率,μm2;w為裂縫寬度,m;k為地層滲透率,μm2;xf為裂縫長度,m。

無量綱裂縫導(dǎo)流能力是裂縫導(dǎo)流能力 kfw與地層向裂縫供給能力kxf的比值,一般這兩者是平衡的,在支撐劑體積已定的條件下,要得到最高產(chǎn)量的 CfD值一般在1～2之間[1]。低滲透儲層壓裂改造對縫長要求較高,而對縫寬要求不是很高,這是因?yàn)?1）式中的裂縫導(dǎo)流能力 kfw較大,要保持 CfD值在1～2之間,需要提高地層向裂縫的供給能力 kxf,因而需要提高裂縫長度。而高滲透儲層壓裂改造對裂縫導(dǎo)流能力要求較高,要求增加裂縫滲透率 kf和裂縫寬度 w。據(jù)文獻(xiàn)報道[2],CfD≥10時,能夠形成雙線性流動。與徑向流相比,雙線性流動模式可以大大降低近井地帶流動的壓降和壓力梯度,對提高油井產(chǎn)量和緩解巖石破壞(地層出砂）都十分有利。

以上論述了為什么在高滲透儲層壓裂改造中需要形成短寬縫。那么,如何實(shí)現(xiàn)短寬縫呢?1984年,Smith等人提出了端部脫砂(TSO）壓裂技術(shù)[3]。常規(guī)壓裂在停泵時要求攜砂液接近或恰好到達(dá)裂縫前沿,而端部脫砂壓裂要求先泵入易滲濾的前置液造縫,接著泵入低砂比攜砂液并在裂縫端部實(shí)現(xiàn)脫砂;由于在裂縫端部發(fā)生了脫砂,縫長不再繼續(xù)延伸,在縫高一定的情況下,繼續(xù)泵入高砂比攜砂液,伴隨著凈壓力的升高,縫寬將會增加(公式2）,從而形成導(dǎo)流能力很高的短寬縫。該技術(shù)的關(guān)鍵有兩點(diǎn):一是在裂縫達(dá)到設(shè)計縫長時實(shí)現(xiàn)端部脫砂;二是端部脫砂后繼續(xù)泵入足夠的高砂比攜砂液,使裂縫膨脹,并支撐形成的短寬縫。

式中:w為裂縫寬度,m;γ為巖石泊松比(無因次）;H為裂縫高度,m;E為巖石楊氏模量,MPa;Pnet為凈壓力,MPa。

2 明化鎮(zhèn)組儲層特點(diǎn)與防砂策略

南堡35-2油田A16井為一口大斜度井,井斜達(dá)到70.6°。壓裂防砂目的層段為明化鎮(zhèn)組,垂深 999.4～1 052.7 m;孔隙度 28.9%～33.9%,滲透率 250.1×10-3～1 560.7×10-3μm2;油層溫度56℃,原始地層壓力9.96 MPa,飽和壓力7.76 MPa;氣油比15～17 m3/m3;原油地下黏度 201.1～284.1 mPa·s;脫氣原油密度0.952 6 g/cm3;體積系數(shù)1.058。明化鎮(zhèn)組油藏地層壓力梯度屬于正常范圍,儲層砂體為泥質(zhì)膠結(jié)為主的疏松砂巖,原油黏度較高,出砂較嚴(yán)重,需要防砂完井。

該井于2005年9月投產(chǎn),采用套管射孔完井,優(yōu)質(zhì)篩管防砂。2006年6月,因地層供液不足手動停泵。分析認(rèn)為由于地層出砂,油砂混合體使篩管堵塞,導(dǎo)致地層供液不足。2008年開始對該井進(jìn)行大修再完井,由于修井過程完井液漏失嚴(yán)重,對儲層的污染比較大,為了實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)和防砂雙重目的,對明化鎮(zhèn)0油組和1油組兩個層位進(jìn)行壓裂防砂。根據(jù)明化鎮(zhèn)組儲層特點(diǎn)優(yōu)選出適合該井壓裂防砂的清潔壓裂液、支撐劑和工具。

2.1 壓裂液

壓裂防砂要求壓裂液滿足兩個方面要求:一是攜砂性能要好,并且有利于端部脫砂。對常規(guī)聚合物體系壓裂液,要提高攜砂性能就要提高液體黏度或是增加降濾失添加劑,而這些都不利于實(shí)現(xiàn)端部脫砂。第二個要求是壓裂防砂對裂縫導(dǎo)流能力的要求高于常規(guī)低滲儲層壓裂,因而要求選用對裂縫傷害小的壓裂液。考慮以上兩點(diǎn)要求,選用低分子黏彈性表面活性劑壓裂液,以下簡稱VES壓裂液。

VES壓裂液具有獨(dú)特的化學(xué)性質(zhì)。它的分子量是瓜膠的五千分之一,它由一個親水的小基團(tuán)和一個疏水的長鏈組成。在鹽水中,它形成桿狀膠束。當(dāng)VES壓裂液中的表面活性劑濃度超過一個臨界值時,這些桿狀膠束便纏繞在一起形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。在低黏度下這些網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)就具備很強(qiáng)的支撐劑輸送能力。一旦接觸到油氣或是被地層水稀釋,VES壓裂液就從蠕蟲狀膠束變?yōu)楹苄〉那驙钅z束,這些球狀膠束不能互相纏繞,因此導(dǎo)致壓裂液破膠。破膠后的壓裂液黏度和水差不多,很容易返排,返排后就留下了一條高導(dǎo)流能力的支撐裂縫[4]。

本次施工選用的VES壓裂液體系配方為:2.7%A劑+0.3%B劑+2%KCl。該壓裂液體系所含材料少,比常規(guī)水基瓜膠壓裂液易于配制。經(jīng)室內(nèi)和現(xiàn)場評價,黏度120 mPa·s;170 s-1下剪切1 h黏度大于100 mPa·s。

2.2 支撐劑

壓裂防砂對支撐劑的要求:一是能起到擋砂作用;二是在地層閉合壓力條件下導(dǎo)流能力要高。借用南堡35-2油田A11井地層砂樣本粒徑分布數(shù)據(jù)(表 1）,粒徑中值 d50=0.204 mm,按照Saucier公式,壓裂防砂支撐劑粒徑一般為地層砂粒徑中值的5～6倍。結(jié)合鄰井的防砂經(jīng)驗(yàn),選擇16/30目粒徑的陶粒作支撐劑。A16井垂深在1 000 m左右,閉合壓力小于20 MPa。選用CarboLite 1 6/30目陶粒作為支撐劑,該支撐劑在27.6 MPa閉合壓力下導(dǎo)流能力為367μm2·cm,遠(yuǎn)大于地層導(dǎo)流能力。

表1 地層砂樣本粒徑分布數(shù)據(jù)Tab.1 Size distribution of formation sand sample

2.3 壓裂防砂工具

該井壓裂防砂選用一趟管柱多層壓裂充填系統(tǒng),見圖1。其技術(shù)特點(diǎn)為:(1）一趟管柱可完成兩個層段的壓裂充填、環(huán)空充填及兩個工序之間的轉(zhuǎn)換等施工,既避免了起下管柱過程地層激蕩,又節(jié)約了施工時間;(2）這套系統(tǒng)還包括液體濾失控制系統(tǒng),在工具從井中起出時可以關(guān)閉系統(tǒng),從而防止液體濾失到地層。該系統(tǒng)還具有以下優(yōu)點(diǎn):服務(wù)工具耐沖蝕、抗擠毀能力強(qiáng)(達(dá)到68.9 MPa）、帶有下入重量和位置指示器等。

圖1 一趟管柱多層壓裂防砂工具示意Fig.1 Chart of one-trip fracturing and sand control tools for multilayers

3 壓裂防砂工藝設(shè)計

A16井斜度大,壓裂防砂過程容易發(fā)生近井裂縫彎曲,造成近井地帶縫寬不夠,導(dǎo)致早期砂堵。針對這點(diǎn),主要采用了階梯加砂、適當(dāng)降低砂比、適當(dāng)提高攜砂液黏度、適當(dāng)提高施工排量等工藝措施。同時,采用一趟管柱完成兩層壓裂防砂施工的目的也是為了減少起下管柱過程地層激蕩,降低了砂埋管柱等風(fēng)險。綜合考慮各種因素,采用表2中的工藝設(shè)計參數(shù)。

表2 壓裂防砂工藝設(shè)計參數(shù)Tab.2 Design parameters of fracturing and sand control technology

4 壓裂防砂施工與效果分析

4.1 明化鎮(zhèn)1油組壓裂防砂施工

該井先進(jìn)行下部的明化鎮(zhèn)1油組壓裂防砂施工,施工曲線見圖2。根據(jù)階梯排量測試結(jié)果確定主壓裂施工排量為2 m3/min?？紤]該井井斜大、地層疏松等因素,適當(dāng)降低了砂比,為4%～40%。主壓裂施工過程地面泵壓15.2 MPa左右,壓裂過程沒有出現(xiàn)明顯的端部脫砂跡象。加砂11.0 t后降排量至0.64～0.95 m3/min進(jìn)行篩套環(huán)空礫石充填,地面泵壓10.3 MPa,脫砂壓力17.7 MPa。驗(yàn)充填計算得到的充填系數(shù)為455 kg/m,盲管外砂高2.0 m。

圖2 明化鎮(zhèn)1油組施工曲線Fig.2 Curve of fracturing and sand control of Minghuazhen 1 formation

4.2 明化鎮(zhèn)0油組壓裂防砂施工

完成明化鎮(zhèn)1油組的壓裂防砂施工后,坐封隔離封隔器將1油組封住,接著進(jìn)行上部的0油組壓裂防砂施工,施工曲線見圖3(圖中符號含義與圖2相同）。根據(jù)階梯排量測試結(jié)果確定主壓裂施工排量2 m3/min。由于該層滲透率比1油組要大,地層更加疏松,因而最終選定的砂比為4%～24%。主壓裂施工過程初始地面泵壓11.7 MPa,21時03分開始出現(xiàn)端部脫砂現(xiàn)象,地面泵壓逐漸上升,至21時 29分地面泵壓為14.6 MPa,上升2.8 MPa,平均上升速度110 kPa/min。之后降排量至0.64～0.80 m3/min進(jìn)行篩套環(huán)空礫石充填,地面泵壓7.6 MPa,進(jìn)行了三次誘導(dǎo)脫砂,沒有出現(xiàn)脫砂壓力,由于壓裂液用盡,停止施工。驗(yàn)充填計算得到的充填系數(shù)為415 kg/m,盲管外砂高2.7 m。

4.3 壓裂防砂施工效果分析

壓裂防砂施工結(jié)束后,下入5層合采管柱生產(chǎn)。1個月后產(chǎn)量穩(wěn)定,日產(chǎn)液93 m3,不含油。3個月后日產(chǎn)液72 m3,含水90%。從產(chǎn)液量來看,壓裂防砂達(dá)到了增產(chǎn)和防砂的目標(biāo)。但產(chǎn)油量較低,由于是合采管柱,無法進(jìn)行分層測試來判斷含水高的原因,這就要求在以后的壓裂防砂作業(yè)前要搞清楚地層的油水分布情況。

圖3 明化鎮(zhèn)0油組施工曲線Fig.3 Curve of fracturing and sand control of Minghuazhen 0 formation

5 結(jié)論

(1）壓裂防砂能夠?qū)崿F(xiàn)疏松砂巖稠油油藏增產(chǎn)和防砂的雙重作用。

(2）清潔壓裂液具有攜砂性能好、傷害低、有利于實(shí)現(xiàn)端部脫砂等優(yōu)勢,十分適合壓裂防砂施工。

(3）一趟管柱多層壓裂防砂管柱既避免了起下管柱過程地層激蕩,又節(jié)約了施工時間。

(4）壓裂防砂在選井選層過程需要考慮地層的油水分布情況,避免壓后產(chǎn)水高產(chǎn)油少。

[1]埃克諾米德斯·諾爾特.油藏增產(chǎn)措施(第三版）[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002:142-143.

[2]張毅.采油工程技術(shù)新進(jìn)展[M].北京:中國石化出版社,2005:115-117.

[3]Smith M B,Miller W K,Haga J.Tip screenout fracturing:A technique for soft,unstable formation[C].SPE13273,1984.

[4]Mathew S,Dan P,Don G,et al..Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids:Applications in Low Permeability Reservoirs[C].SPE 60322,2000.

The application of fracturing and sand control for high deviated wells in Nanbao 35-2 Oilfield

Bao Wenhui1,Cheng Lin1,Feng Puyong1,An Baili1,Tan Zhanglong2
(1.Production Optimization,China Oilf ield Services Ltd.,Tanggu 300451;2.Tianjin Branch of CNDOC Ltd.,Tanggu 300452）

Reservoirs of Minghuazhen Formation in Nanbao 35-2 Oilfield are unconsolidated sandstone reservoirs and heavy crude oil formation with middle-high porosity and permeability,which need to carry out fracturing and sand control to stimulate production.Based on the principles of fracturing and characteristicsof Minghuazhen Formation of well A16 in Nanbao 35-2 Oilfield,suitable clean fracturing fluid,proppant and fracturing tools were selected and fracturing and sand control technology was optimized to fit for the characteristics of high deviated wells.One-trip fracturing and sand control was carried out in Minghuazhen Formation,and oil wells’production increased dramatically without sanding.It’s proved that fracturing can stimulate production and control sanding,which is an aggressive method to exploit unconsolidated sandstone reservoirs with heavy crude oil.

unconsolidated sand;heavy crude oil reservoir;fracturing and sand control;high deviated well;clean fracturing fluid

TE357.2

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.058

1008-2336(2010）01-0058-05

2009-09-28;改回日期:2009-10-28

鮑文輝(1984—）,男,助理工程師,2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京）應(yīng)用化學(xué)專業(yè),現(xiàn)從事于海上油田增產(chǎn)技術(shù)研究與應(yīng)用。E-mail:baowh@cosl.com.cn。