致密砂岩气藏体积压裂技术应用与探讨

2014-05-10李凤瑞代东每文晓辉

石油化工应用 2014年4期

关键词：苏东东区里格

吕杨，李凤瑞，代东每，徐军，侯瑞，常森，文晓辉

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

1 体积压裂在苏东的可行性分析

通过对页岩气储层的调研，认为储层岩石脆性特征、天然微裂缝发育情况以及三向应力是实现“体积压裂”的物质基础。

1.1 岩石脆性

储层要富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物有利于产生复杂缝网，从石英含量来看，苏里格气田东区储层符合这一特征。

表1 苏里格地区砂岩中碎屑组分含量对比

表2 苏东砂岩与北美不同区域页岩岩石力学特征对比

1.2 天然微裂缝

天然裂缝状况及层理发育状况，可以降低分支裂缝的形成所需要净压力，苏东岩心观察及电成像测井情况表明，苏东储层天然裂缝部分发育。

从成像测井资料来看，储层内发育有一定量的天然裂缝，就苏东011-104井而言，测量段共识别47条天然裂缝，局部也有不规则和高角度裂缝发育。

1.3 砂岩储层抗张强度与三向应力

苏里格气田砂岩两向应力差在7~10 MPa，两向应力非均质系数0.17，能够实一定缝网系统。抗张强度为4.15~6.08 MPa，小于两向应力差，主缝特征较明显。

表3 苏里格东区致密砂岩岩心观察显示有裂缝的井层统计

表3 苏里格东区致密砂岩岩心观察显示有裂缝的井层统计（续表）

表4 格气田盒8砂岩储层岩心应力测试结果

2 苏东体积压裂技术应用及效果

针对苏里格东区储层地质特点，结合前期多项压裂工艺认识，优化施工参数及工艺，以“扩大接触面积、增加改造体积”为主体改造思路，开展“混合水压裂+大排量注入+低伤害压裂液”的体积压裂工艺试验。

2.1 排量及注入方式

通过提高施工排量增加缝内净压力，在压裂形成人工主裂缝的同时力争开启并沟通天然微裂缝，以达到形成复杂网络裂缝系统的目的。针对苏里格东区天然微裂缝部分发育储层，理论研究表明，裂缝延伸净压力一旦大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和，则容易产生分支缝。

表5 苏里格东区形成网络裂缝所需的裂缝延伸净压力计算结果

表6 不同注入排量下缝内净压力模拟计算结果（砂浓度：200 kg/m3）

表7 31/2″外加厚油管性能数据表

表8 井口最高油管压力预测数据表（31/2″油管3 070 m）

针对形成网络裂缝系统所需的净压力要求，利用压裂模拟软件建立了苏里格东区盒8层压裂地质剖面模型，模拟计算了不同排量、不同压裂液类型下的缝内净压力数值。

苏里格东区致密砂岩储层“体积压裂”采用施工排量6~13 m3/min，为常规压裂排量的2~4倍，能够满足形成网络裂缝所需的裂缝延伸净压力。

同时为满足大排量下施工要求，常规井采用23/8″油管环空注入、31/2″油管注入及套管注入三种方式，水平井采用41/2″基管裸眼封隔器注入。

2.1.1 31/2″生产油管（见表 7、表 8）

2.1.2 41/2″套管（见表 9、表 10）

2.2 压裂液体系选择

苏里格东区致密砂岩储层“体积压裂”采用压裂液体系主要为前置酸+低浓度胍胶液体、滑溜水+低浓度胍胶液体两种。

2.3 支撑剂类型优选

根据体积压裂所采用的不同压裂液体系及对裂缝导流能力的优化结果，确定采用40～60目低密度陶粒和20～40目低密度陶粒组合。

通过泵注程序设计先小粒径陶粒，后大粒径陶粒，有助于提高裂缝的导流能力，同时小粒径陶粒更容易进入形成的次生裂缝中，对裂缝的转向有进一度的促进作用。

表9 41/2″套管性能数据表

表10 根据不同排量计算的井口施工压力

表11 低密度支撑剂物理性能的评价结果

2.4 现场应用情况及其效果

目前在常规井上实施15口井，最大施工排量为13 m3/min，单层最大加砂量101.5 m3，平均无阻流量6.11×104m3/d，取得初步效果。

表12 苏东“体积压裂”与常规压裂参数对比表

苏东“体积压裂”工艺井与常规压裂工艺井相比，施工具有高排量、低砂比、大砂量与大液量的特点，单井平均无阻流量提高1.48×104m3/d。

目前在水平井上实施3口井，均采用41/2″裸眼封隔器改造，最大施工排量10 m3/min，最大单段加砂量为100 m3；苏东水平井“体积压裂”工艺井与常规压裂工艺井相比，施工具有高排量、大液量的特点，而砂比和单段加砂量规模与常规压裂工艺相当，平均无阻流量27.53×104m3/d，水平井体积压裂试验效果初显。