渤海低渗油气藏压裂的应用分析.pdf

159 勘探开发2023年第9期低渗储层开发是近年开采开发重点，大型压裂和重复压裂是低渗油藏开发的关键措施1。为给低渗油藏开发批量大型压裂积累经验，选定2口井进行压裂试验，对该油组1和2小层进行笼统合压，采取降排量与施工规模等控缝高手段形成短宽缝为目的，避免缝高过度延展至下部高压层和水层；2口井分别选用淡水基压裂液及亲油疏水陶粒和海水基压裂液及常规陶粒，前置液阶段加粉陶段塞，二次加砂压裂工艺，形成人工遮挡层，抑制裂缝向下发育；2口井均在压裂前后进行阵列声波测井，根据测井资料映射压裂效果，2口井采用电动坐封封隔器进行分采，为最大化稳油增产，选A37井下入碳钢管柱先排液1年，后注水给油层补充能量。1 压裂管柱优化前期在相邻区域进行压裂时，常有卡钻事故发生，为降低管柱砂卡风险，本次压裂为笼统压裂。管柱组合从上到下为钻杆+安全接头+反循环阀+水力锚+封隔器+底部喷砂器，用封隔器将压裂的单层隔开，喷砂器属于常开式喷砂器。通过管柱强度校核，在井口限压60MPa及环空背压20MPa条件下，管柱的安全系数：抗拉强度大于1.6，抗内压强度大于1.1，抗外挤强度大于1.125，满足强度要求。2 压裂参数优化压裂设计因素2主要为压裂缝延伸方向是否遭遇断层：压裂缝延伸方向与注采连线的夹角：注水井设计短缝以满足增注和减少水驱动用储量损失。为达到注采平衡，利用斯伦贝谢easyfrac模块开展裂缝参数优化；设计裂缝半长40120m，导流能力2060Dcm进行模拟，从而得出最优裂缝参数。利用tNavigator裂缝片技术开展裂缝参数优化，当裂缝半长超60m时，累产油反而下降，推荐渤海低渗油气藏压裂的应用分析陈西国中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300452 摘要：为有动用渤海砂岩低渗储层，持续开展低渗开发技术攻关及矿场试验，为海上低渗油藏开发积累经验，渤海某油田率先垂范，挑选2口井进行大型压裂；为减少层间干扰，本次针对主力油组进行压裂，其他层位后期补射孔生产。满足油藏方案的同时，优化管柱结构、泵注程序、施工参数，最大限度保证主力油层均匀进液，保障压裂效果同时减少管柱砂卡风险，地面模拟井温进行破胶实验，施行不同的压裂液及陶粒，收集油田附近海水配制成压裂液进行滤失性能测试，对前置液开展滤失性评估，制定分阶段控制并逐级放大的排采制度。使用电动坐封工具下入分层封隔器，下入分采电泵管柱生产，监测初期产量及产出物，对标并不断调整油藏认识。关键词：低渗压裂 均匀进液 滤失性评估 电动坐封 分采A p p l i c a t i o n A n a l y s i s o f L o w P e r me a b i l i t y R e s e r v o i r F r a c t u r i n g i n H o h a iC h e n X i g u o Tianjin Branch of CNOOC（China）Co.，Ltd.，Tianjin 300452 Abstract：To utilize low-permeability sandstone reservoirs in the Bohai，continue to carry out low-permeability development technology research and field trial，accumulate experience for the development of offshore low-permeability reservoirs，a certain oilfield in the Bohai Sea took the lead in selecting two wells for large-scale fracturing；To reduce interlayer interference，fracturing is carried out for the main oil formation，and additional perforation is carried out for other layers in the later stage.While meeting the reservoir plan，optimize the string，pump scheme，parameters to ensure uniform fluid injection into the main oil layer to the max，ensure effectiveness，and reduce the risk of string sand stuck.Conduct gel breaking experiments at simulated well temperatures，implement different fracturing fluids and proppant，collect seawater near the oil field to prepare fracturing fluids for filtration testing，and evaluate the filtration of the pre fluid，Develop a phased control and gradual amplification of the mining scheduling system.Use electric setting tools to run layered packers and separate production electric pump strings for production，monitor initial production and output，benchmark and continuously adjust reservoir understandingKeywords：Low permeability fracturing；Uniform fluid feed；Filtration evaluation；Electric setting tool；Slicing勘探开发 160 2023年第9期压裂裂缝半长为60m。当导流能力达40Dcm时，对应的累产油增加幅度明显变缓，推荐压裂导流能力40Dcm。对1、2小层笼统压裂可以起到充分改造2个小层的目的，同时采取降排量与施工规模等控缝高手段形成短宽缝为目的，避免缝高过度延展至下部高压层和水层。主压裂前置液阶段加粉陶段塞，以及二次加砂压裂工艺，形成人工遮挡层，抑制压裂裂缝向下发育；多级加砂控缝高工艺技术包括：首先，小排量使地层发生破裂和小规模延伸；第二，在小型压裂测试时，用弱交联压裂液，泵注细粉颗粒；第三，停泵至裂缝闭合，促使粉砂和粉陶下沉至下部裂缝进行充填，起到人工隔层的目的，当再次起泵进行主压裂泵注时，裂缝将避免向下延伸。控制施工排量，控制压裂规模。砂量超过38m3后，缝高增大趋势减弱，优化加砂量38m3；图1 裂缝几何形态剖面图经过模拟计算得到两口井相关模拟结果：利用Meyer/Gohfer软件，优化泵注程序；（1）施工排量3方/min时，既保证两小层充分改造，又能避免压开下方水层，结合井口压力60MPa 模拟，为最佳施工排量。（2）从应力剖面来分析（第1小层应力47.148MPa；第2小层应力45.347.1MPa），2小层为优先起裂的易改造层位，推荐1小层全部射开，2小层上部射开的射孔方案3。（3）加转向剂方案，调整泵注程序后，在理论上能达到最优解，实际存在不确定性，故本次压裂均不采用暂堵转向技术。3 压裂液选择（1）耐高温耐剪切实验：可满足150温度要求；根据不同储层温度，可调节体系配方。（2）瓜胶溶胀性能实验：能实现连续混配；（3）交联、挑挂实验：交联强度高，携砂后挑挂性能强，满足行业标准及现场施工要求。（4）防膨率实验：防膨率为92.3%；（5）静态滤失实验：滤失系数0.7810-3110-3m/min1/2；滤失速率1.310-41.510-4m/min；（6）表界面张力测试：表面张力为22.0328mN/m；界面张力1.0452mN/m；（7）破乳实验：30min内破乳率100%；（8）地层水配伍实验：与地层水混合无沉淀、无絮凝，配伍性良好；（9）基质渗透率损害率实验：岩心基质损害率17.8%，残渣含量361mg/L，储层伤害低。Ocerac海水基压裂液体系与Strut淡水压裂液体系的特点对比：配液用水：Ocerac体系为海水基体系，水源易获取，可满足高速连续混配施工；Ocerac体系采用耐盐瓜胶，需增加加量保证体系性能，Strut体系采用水凝胶（HPG），低加量下可保证体系性能优越；储层温度高，为保证体系高温稳定性，Ocerac海水基体系需加入较高量温度稳定剂（0.4%0.8%），Strut体系耐温性相对较强，温稳剂加量较低（0.3%）；Ocerac体系药剂加量3.5-3.6%，残渣及伤害比Strut体系（加量2.4%2.5%）略高；整体性能：Ocerac体系防膨、便捷性能相对较好，Strut体系携砂、流变、残渣、滤失、破胶性能相对较好。4 支撑剂选择（1）参考前期已压裂井估算的闭合压力值为6365MPa左右；（2）考虑支撑剂压实、嵌入、破碎等因素，支撑剂抗压级别满足：不低于69MPa；（3）支撑剂粒径不大于射孔孔径的1/6（10mm射孔孔径，小于1.667mm）；表1 压裂施工及模拟结果参数统计层段号裂缝垂深/m总液量/m3总砂量/m3平均砂比，%施工排量/（m3 min-1）缝长/m缝高/m平均缝宽/cm平均砂浓度/（kgm-3）导流能力/（mDm）砂2（1-2小层）3340-337115323.521.4367.7311.036.1517 161 勘探开发2023年第9期（4）支撑剂粒径不大于裂缝动态缝宽的1/3（动态缝宽1cm，小于3.33mm）；理论上本井选择小于12目的支撑剂均可满足要求；（5）保证加砂顺利和裂缝高导流能力要求，控制压后产液含水选用20/40目控水支撑剂。5 返排制度选择压裂返排采用分阶段控制、逐级放大的排采制度。放喷流程：压后关井关闭1#旋塞阀2h后，待压裂液完全破胶后，关闭2#旋塞阀，打开1#，3#旋塞阀开井放喷。若地层有能力自喷，则结合返排油嘴程序经油嘴管汇进行自喷排液，初期选用3mm油嘴进行裂缝强制闭合返排，后油嘴逐级放大，即4mm、5mm和6mm顺序依次放大进行放喷，直至返排合格。放喷返出液经泥浆池进平台生产流程。（1）排液时有油嘴放喷管汇，保证至少有1个油嘴工作，排液期间避免中途关井。（2）放喷过程有专人观察放喷管线出口，对出口油气水液体性质变化密切跟踪，如果出现返排出砂现象，应及时调整油嘴大小。（3）资料录取：除压力、产量等常规参数外，需测定返排液量、pH值、黏度、氯根、总矿化度等资料。6 裂缝效果评价6.1 裂缝形态拟合裂缝主压拟合见图2，裂缝形态图见图3。图2 裂缝主压拟合图3 裂缝形态图6.2 综合分析认识阵列声波测井4评价结果主要综合应用横波幅度与各向异性，同时参考套管波较弱井段径向速度剖面。主要压裂作用段横波幅度与各向异性变化相对较为明显，套管波较弱井段径向速度变化也较为明显。远探测压后未见明显反射信息变化。7 结束语（1）2口井施工参数和设计基本一致，淡水基压裂液和海水基压裂液效果对比基本一致，验证了后续推广海水基压裂的可能；阵列声波测井资料显示，压前及压后径向速度、横波幅度及各向异性变化均差异比较大，压裂增产范围与设计一致，佐证了目前压裂思路及模拟的有效性和准确性。（2）本次2口井压裂完毕后均经历再次刮管洗井、阵列声波测井、电缆下封隔器和分采电泵管柱，对压裂液长时间滞留地层及对地层的伤害有待进一步试验验证，后期可以考虑实施压裂生产一体化管柱，最大限度减少压裂液对地层造成的伤害。（3）本次2口井为压裂合采管柱，后期开发井可以考虑实施多级压裂管柱的可能。（4）本次一口井固井质量不合格，后期开发井需加强固井全过程的压稳地层，储层的防漏措施，砂岩厚泥饼的冲洗效果，保证套管居中率和顶替效率，保证固井质量，防止压裂过程中压窜储层和造成井下事故。（5）多级加砂控缝高技术在低渗压裂施工中，流程简便，施工成本低，前期可以通过压裂软件进行模拟设计，有效地限制裂缝向下延伸。参考文献1 万仁溥.现代完井工程 M.版.北京：石油工业出版社，20082（美）伊科诺米季斯，卢拥军等译.现代压裂技术：提高天然气产量的有效方法 M.北京：石油工业出版社，2012：4.3 陆大卫.油气井射孔技术 M.北京：石油工业出版社，2012.4 张守谦，顾纯学.成像测井技术应用 M.北京：石油工业出版社，1997.