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      致密砂巖氣藏脈沖纖維加砂壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化

      2018-05-07 09:10:46蘇國輝趙倩云
      鉆采工藝 2018年1期
      關(guān)鍵詞:加砂蘇東支撐劑

      蘇國輝, 高 偉, 李 達(dá), 趙倩云

      (長慶油田分公司油氣工藝研究院)

      一、技術(shù)原理及增產(chǎn)機(jī)理

      1.技術(shù)原理

      采用特殊的混砂設(shè)備把純液體和伴有纖維的攜砂液以一定的脈沖間隔交替注入目的層。由于純液體的隔離,使支撐劑團(tuán)塊間留有一定空間真空帶,將傳統(tǒng)的連續(xù)均勻鋪置變?yōu)榉蔷鶆虻牟贿B續(xù)鋪置,打破常規(guī)壓裂依靠支撐劑導(dǎo)流能力增產(chǎn)的理念。該技術(shù)形成的人工裂縫不是由連續(xù)的支撐劑進(jìn)行支撐,而是由眾多支撐劑團(tuán)塊形成的柱狀體進(jìn)行支撐,砂柱間形成暢通的無限導(dǎo)流能力通道,通道之間相互連通形成立體網(wǎng)絡(luò)體系,從而達(dá)到提高油氣滲流能力目的[1-7]。

      2.增產(chǎn)機(jī)理

      (1)脈沖纖維攜砂壓裂技術(shù)通過伴注纖維材料,利用纖維輔助運(yùn)移,在橫向上增大支撐劑運(yùn)移距離,提高裂縫有效支撐長度;縱向上降低支撐劑沉降速率,改善沉砂剖面,提高了支撐劑在目的層段充填率[8]。

      (2)支撐劑非連續(xù)鋪置提高了裂縫導(dǎo)流能力,改善了儲層滲流條件。應(yīng)用導(dǎo)流儀模擬支撐劑非連續(xù)鋪置,驗(yàn)證非連續(xù)鋪置對裂縫導(dǎo)流能力的影響。試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明,相同壓力條件下,采用相同粒徑支撐劑非連續(xù)鋪置滲透率是傳統(tǒng)連續(xù)鋪置滲透率的1.5~2.5倍數(shù)量級,非連續(xù)鋪置形成的裂縫導(dǎo)流能力明顯提高。

      二、纖維與壓裂液優(yōu)選及性能評價

      1.纖維優(yōu)選及懸砂性能評價

      纖維材料的性能及成本是脈沖纖維加砂壓裂工藝成功推廣的關(guān)鍵原因。合格的纖維壓裂液應(yīng)具有一定強(qiáng)度的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu),增加砂粒下沉的阻力;同時纖維對支撐劑有 “約束”和“包裹”作用,增強(qiáng)砂柱的穩(wěn)定性,利于縫內(nèi)通道保持長期高導(dǎo)流能力[9]。

      通過支撐劑的坍塌試驗(yàn),對不同直徑與長度顆粒的纖維溶液性能進(jìn)行比對,優(yōu)選結(jié)果顯示直徑10 μm、長度8~10 mm的纖維溶液抗坍塌能力最強(qiáng),性能參數(shù)略優(yōu)于斯倫貝謝的纖維壓裂液。室內(nèi)試驗(yàn)表明其熔斷溫度小于95℃,24 h降解率為50%,48 h降解率為75%,完全滿足蘇東氣藏施工條件。通過大型可視化平板試驗(yàn),支撐劑水平運(yùn)移距離與纖維濃度呈正相關(guān)(圖1),支撐劑沉降速率與纖維濃度呈負(fù)相關(guān)(圖2)。

      2.壓裂液體系優(yōu)選

      為了提高纖維壓裂液體的攜砂能力,降低施工摩阻,減少對儲層傷害,提高返排率,室內(nèi)優(yōu)選出了與纖維相配伍的EM50表活性劑,室內(nèi)試驗(yàn)表明:在EM50壓裂液中的纖維降解幅度明顯大于在清水中的降解幅度,在90℃條件下,纖維置于其中4 h后變細(xì)、變短,逐步降解。經(jīng)現(xiàn)場多次試驗(yàn)改進(jìn)形成了EM50壓裂液體系,該體系具體指標(biāo)如表1。

      圖1 纖維濃度對水平運(yùn)移距離的影響

      圖2 纖維濃度與支撐劑沉降速度關(guān)系圖

      項(xiàng) 目EM50EM30(國內(nèi))貝克休斯SmartCareTM可回收壓裂液體系(國外)減阻率>60%>60%>60%表面張力/(mN·m-1)23.28<25<25回收方式簡單過濾簡單過濾混凝沉降+過濾殺菌回收利用次數(shù)/次12106巖心傷害率11.5%15%<20%攜砂性能/(kg·m-3)620350700成本/(元·m-3)≤200≤210≤780

      三、施工參數(shù)優(yōu)化

      1.射孔方式優(yōu)化

      為了便于支撐劑團(tuán)塊在壓裂縫高方向上的有效分割、縫內(nèi)延伸方向均勻獨(dú)立分布,確保動用優(yōu)質(zhì)砂體,脈沖式纖維加砂工藝采用“等簇等間距” 的多簇射孔方式完井。多簇射孔的目的是在套管上形成多段且較短的進(jìn)液口,當(dāng)壓裂管柱中的液體高速注入時,在套管上自然的出現(xiàn)分流形成多股獨(dú)立的液流注入地層,該方式有利于支撐劑團(tuán)塊在經(jīng)過射孔孔眼后仍保持較好的設(shè)計(jì)形態(tài),將地面較大的支撐劑段塞分成地層中較小的支撐劑團(tuán)塊,便于支撐劑在縫內(nèi)形成分布更加均勻獨(dú)立,確保裂縫到井筒之間的通道具有最佳的導(dǎo)流能力。

      根據(jù)蘇東氣層的特點(diǎn)、巖石力學(xué)參數(shù),通過用GOHFER壓裂軟件模擬和現(xiàn)場試驗(yàn),可按照有效厚度確定確定最優(yōu)射孔簇距為0.5~2.0 m,簇長為0.5~1.0 m。

      2. 纖維加入量優(yōu)化

      數(shù)值模擬對比相同條件下不同纖維加量對支撐劑沉降高度及砂團(tuán)穩(wěn)定性的影響。從圖3可以看出,當(dāng)纖維加注濃度逐漸降低時支撐劑沉降高度隨時間逐漸增大,當(dāng)纖維加注量高于4‰時支撐劑沉降高度隨時間變化趨緩。因此考慮優(yōu)選纖維濃度為4‰。

      圖3 不同纖維濃度下支撐劑沉降高度

      3.脈沖時間間隔優(yōu)化

      脈沖時間間隔直接影響支撐劑在裂縫中的鋪置狀態(tài)。GOHFER壓裂軟件模擬了不同脈沖時間間隔下支撐劑的分布特征。當(dāng)脈沖間隔為5 s時,支撐劑在裂縫中出現(xiàn)非連續(xù)支撐,但鋪置濃度低,僅形成部分高導(dǎo)流網(wǎng)絡(luò)通道;當(dāng)脈沖間隔時間為10 s時,支撐劑在裂縫中呈現(xiàn)大范圍的非連續(xù)鋪置,鋪置濃度高,出現(xiàn)大范圍的高導(dǎo)流網(wǎng)絡(luò)通道;當(dāng)脈沖間隔時間為15 s時,支撐劑在裂縫中非連續(xù)鋪置過大,部分砂柱之間開始出現(xiàn)無效支撐;當(dāng)脈沖間隔為30 s時,裂縫出現(xiàn)大范圍無效支撐。試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明,若脈沖時間過長,砂柱之間的距離將超過其臨界距離(數(shù)模測定臨界距離為3 mm),在水平地應(yīng)力的作用下裂縫將會閉合。結(jié)合纖維混砂車實(shí)際性能,優(yōu)選脈沖間隔時間范圍在10~12 s為佳。

      四、現(xiàn)場試驗(yàn)效果

      截至目前蘇里格氣田東區(qū)推廣應(yīng)用脈沖纖維攜砂壓裂工藝18口井計(jì)44層,壓裂改造后單井平均無阻流量14×104m3/d。

      為避免地層的非均質(zhì)性影響試驗(yàn)井和鄰井產(chǎn)量對比,將各井的無阻流量做歸一化處理,采用脈沖纖維攜砂壓裂工藝改造后平均無阻流量為16×104m3/d,而對比井平均無阻流量為12.4×104m3/d,試驗(yàn)井較對比井增幅22.5%,見圖4。

      圖4 脈沖纖維加砂試驗(yàn)井與對比井改造效果對比圖

      蘇東XX井組為例描述改造后投產(chǎn)情況,該井組改造后于2013年12月投產(chǎn),初期平均日產(chǎn)氣2.6×104m3,對比井初期平均日產(chǎn)氣1.6×104m3;12個月累產(chǎn)653×104m3,同期對比井累產(chǎn)400×104m3;截止目前試驗(yàn)井累產(chǎn)1 391×104m3,同期對比井累產(chǎn)1 106×104m3,試驗(yàn)井累產(chǎn)氣量較對比井增產(chǎn)20%(見圖5)。

      圖5 蘇東XX井組與對比井投產(chǎn)效果對比圖

      五、結(jié)論與認(rèn)識

      (1)優(yōu)選了一種顆粒直徑10 μm、長度8~10 mm的纖維材料,其性能略優(yōu)于進(jìn)口的同類產(chǎn)品,并基于此優(yōu)選出了適合蘇東地區(qū)的EM50壓裂液體系。

      (2)室內(nèi)工程和數(shù)值模擬,蘇里格氣田東區(qū)脈沖纖維加砂壓裂工藝優(yōu)化參數(shù)采用“等簇等間距”射孔方式,簇距為0.5~2.0 m,簇長為0.5~1.0 m,纖維加注濃度4‰,脈沖時間間隔10~12 s。

      (3)蘇里格氣田東區(qū)礦場試驗(yàn)表明脈沖纖維加砂壓裂較常規(guī)加砂壓裂后初期產(chǎn)量和累積產(chǎn)量優(yōu)勢明顯,18口井無阻流量平均增幅22.5%,蘇東X井組36個月累積產(chǎn)量增幅20%。

      [1]斯倫貝謝公司.高速通道壓裂新技術(shù)[J].油田新技術(shù),2011,23(3):4-17.

      [2]JOHNSON J, TURNER M,et al.Channel fracturing-a Paradigm Shift in sight gas stimulation[C].SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. 24- 26 January 2011,The Woodlands,Texas,USA.

      [3]Medvedev A, et al. On the Mechanisms of Channel Fracturing[C]. The 2013 SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference. 4-6 February.2013,Woodlands, Texas, USA.

      [4]Altman R, et al. Understanding the Impact of Channel Fracturing in the Eagle Ford Shale through Reservoir Simulation[C].The SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference.16-18 April 2012,Mexico City, Mexico.

      [5]Gomaa A M, Hudson H, Nelson S, Brannon H. Baker Hughes Hydraulic Fracturing Treatment Design Considerations for Effective Proppant Pillar Construction[C]. The SPE Annual Technical Conference and Exhibition. 26-28 September 2016, Dubai, UAE.

      [6]Sadykov A, Yudin A, et al. Channel Fracturing in the Remote Taylakovskoe Oil Field: Reliable Stimulation Treatments for Significant Production Increase[C]. The 2012 SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition.16-18 October 2012,Moscow, Russia.

      [7]鐘森,任山,黃禹忠,等. 高速通道壓裂技術(shù)在國外的研究與應(yīng)用[J].中外能源,2012,17(6):39-42.

      [8]劉向軍. 高速通道壓裂工藝在低滲透油藏的應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率,2015,22(2):122-126.

      [9]Bulova M, Nosova K, Willberg D, et al. Benefits of the novel fiber-laden low-viscosity fluid system in fracturing low permeability tight gas formations[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-27 September 2006, San Antonio, Texas, USA.

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