大牛地气田纤维脉冲加砂压裂工艺技术研究及应用

2018-11-01贾光亮李晔旻郑道明

复杂油气藏 2018年3期

贾光亮,李晔旻,郑道明

(中国石化华北石油工程有限公司，河南郑州 450000)

纤维脉冲加砂压裂是在压裂施工过程中，采用脉冲式泵入的方式，实现纯液体和纤维、支撑剂间歇交替泵入，进行反复作业[1]。纤维通过与支撑剂间的相互作用在裂缝内形成复杂的网状结构，将支撑剂固定，防止支撑剂的运移，达到预防支撑剂回流而储层流体可以自由通过的目的，纤维防止支撑剂回流主要通过尾追方式按照一定的比例加入[2-5]。纤维优化支撑剂铺置剖面作用主要体现纤维与微粒相互作用，阻止支撑剂快速下沉。随着在压裂过程中纤维与支撑剂颗粒相互作用逐步形成网状结构，实现了有效降低压裂液粘度对颗粒沉降速度的影响[6]，从而使得裂缝剖面更均匀，更有利于实现压后支撑裂缝的高导流能力。

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部，属于低孔低渗致密砂岩气藏，前期研究表明：该区储层深度压裂改造是其勘探、开发的主要措施，是解除气井近井污染、获得气井产能的重要技术手段[7]，因此，为了获取沟通气井气藏到井筒的高速导流通道，实现储层压后较高的导流能力，提高气井储层改造效果，在大牛地气田致密砂岩特征得到进一步认识的基础上，研究探索了一套纤维脉冲加砂压裂工艺技术体系[8-10]，并在大牛地气田进行了先导试验，增产效果明显。

1 室内实验

1.1 纤维悬砂性能研究

通过对比0.25 %粉比的瓜胶配置的冻胶 + 纤维和不加纤维的空白样在1、3、5、24小时的携砂能力发现：加入纤维后，支撑剂在冻胶体系中沉降速度大幅度降低，提升了压裂液的携砂能力(见图1)。

图1 纤维冻胶携砂能力

可视化纤维携砂能力实验表明，压裂液在加入纤维后，较多的支撑剂被携砂液携带到裂缝深部，而不是在裂缝缝口附近沉降，说明加入纤维后，裂缝的支撑缝长明显延长，且通过可视化装置对比不同纤维加量(0～0.5%～1.0%)条件下支撑剂的铺置剖面情况，表明：不同纤维加量情况下，支撑剂的铺置剖面不尽相同，随着纤维加量的加大，支撑剂的铺置剖面更趋于均匀、合理(见表1和图2)。

表1 可视化纤维辅助携砂实验

1.2 纤维的可降解性

为了达到既满足压裂施工的需要，实现压后支撑裂缝的高导流能力，又能有效预防施工管道及井底残留的纤维在返排时堵塞放喷油嘴，压裂过程中使用的纤维必须具有较好的可降解性。

为了实现纤维的高效降解，研发了一种不溶于水的无色透明专用纤维降解活性剂(HB-JJJ)，其对金属不具腐蚀性，加入一定比例(0.5%)的该活性剂后，可以在30 min内使携砂纤维全部降解。

2 工艺优化

2.1 纤维使用浓度

为了考察纤维的携砂性能，测定一定时间段内不同纤维浓度下一定浓度的支撑剂的沉降幅度；为了考察纤维对支撑剂的固定性能，在不同的加载应力下，测定支撑剂组成的砂团高度随加入的纤维浓度变化情况。

2.1.1 支撑剂沉降速度测定

实验使用0.40%胍胶压裂液，20%砂浓度，分别采用0、1‰、2‰、3‰、4‰、5‰、6‰、7‰纤维浓度，测定支撑剂沉降速度。沉降速度随纤维浓度变化关系如图3，随着纤维浓度的增加在相同时间内沉降幅度减少，证实了纤维能够增加压裂的携砂能力；图中显示：在纤维浓度超过3‰以后，沉降幅度随沉降时间变化逐渐减慢，因此，优化纤维浓度为3‰～4‰之间，能够达到既经济又高效的目的。

图3 沉降幅度随纤维浓度及时间变化关系

2.1.2 砂团稳定性能试验

分别在20 MPa、40 MPa压力条件下，采用砂团等间距排列方式，进行了砂团承压试验，计算了不同压力条件下的相对高差[11]，砂团高度随纤维浓度和压力变化曲线如图4，同一纤维浓度，砂团的高度与应力成反比，即：砂团的收缩量随着应力的增加而逐渐减小；同一应力条件下，砂团高度随着纤维浓度增大而逐渐降低，但在纤维浓度大于4‰后，砂团高度变化趋缓，故综合两实验结果，根据大牛地气田的闭合压力梯度0.016～0.018 MPa/m，优化纤维加入浓度为4‰左右。

图4 砂团高度随纤维浓度和压力变化曲线

2.2 纤维脉冲间隔时间

为了获取不同脉冲时间间隔下的裂缝铺砂剖面，利用FracproPT软件模拟，分析了相同施工规模条件下支撑剂铺置剖面(见图5)。通过软件模拟发现：①如参数优化不当，则纤维段塞会连片铺置，无法形成高导通道，不能形成支撑剂的不连续支撑；②随着泵注脉冲间隔的逐渐减小，铺砂剖面呈连续成片的趋势逐渐加强，但支撑和动态缝长变化不大。考虑目前现场使用的压裂设备的分辨能力，优化纤维脉冲泵注间隔1.5～2.5 min[12]。

图5 不同纤维加砂脉冲时间铺砂浓度剖面对比

表2 常规与脉冲段塞工艺主要参数对比

由表2可知，脉冲段塞加砂泵注程序和常规台阶加砂泵注程序相比，支撑剂的用量减少了40%，前置液用量减少了41.2%，总液量减少了13.3%，支撑缝长略有减小，但支撑/动态缝长比值提高了2.3%，充分体现了脉冲段塞加砂工艺优越性。

3 应用效果

DPH-×××井为部署于鄂尔多斯大牛地气田大66井区的一口水平井，位于D66-111井井口332.38°方向17.67 m处，目的层下石盒子组盒1段，储层岩性主要为岩屑砂岩。岩心分析统计资料显示，该段盒1储层孔隙度平均值8.51%，渗透率平均值0.37×10-3μm2，物性较好。该井实钻水平段总长1 200 m，钻遇情况如表3所示。

在分析该井储层工程地质资料的基础上，对该井实施了脉冲加砂压裂，总计11段，入地层净液量3 400 m3，20/40目支撑剂342.0 m3，泵入纤维1 570 kg；施工结束停泵压力17.0 MPa，如图6。压后关井1小时后开井，采用5、8、10、12 mm油嘴控制放喷至敞放排液，排液后期采用8 mm油嘴控制放喷求产，经临界速度流量计20 mm孔板计量气产量，油压5.6 MPa，套压0 MPa，平均上流压力0.68 MPa，整个返排试气阶段无出砂显示。试气结束采用“一点法”计算无阻流量为6.5×104m3/d，与同层位地质显示接近的DPH-128井相比，产量提高了15%左右。