窄河道致密气藏水平井密切割体积压裂技术_黄禹忠.pdf

收稿日期:2 0 2 1-1 1-1 3作者简介:黄禹忠(1 9 7 2-),男,四川荣县人,高级工程师,硕士研究生,中国石化西南油气分公司油气田开发专家,主要从事油气开发工程工艺技术方面的研究和生产工作。窄河道致密气藏水平井密切割体积压裂技术黄禹忠(中国石化 西南油气分公司 采气三厂,四川 德阳 6 1 8 1 0 0)摘要:Z J气田属于低孔、低渗的窄河道致密砂岩气藏,水平井分段压裂改造成为了该气藏高效开发的有力工程手段。但随着滚动开发的进程,开发对象以越来越差的I I、I I I类储层为主,目前采用的水平井分段压裂技术无法满足高效开发的要求,分析认为主要原因是:目前以封隔器分段为主的水平井仅能满足单段单簇分段、裂缝间距大、加砂规模小、水平段横向纵向缝控体积小,同时因施工排量低而使用胍胶交联压裂液体系,其对物性更差的储层伤害更大,压裂后井筒管柱无法满足冲砂条件,沉砂导致井筒不畅。为解决上述问题,采用“低粘降阻水压裂液、多簇布缝缩短裂缝间距、大排量施工、暂堵技术、组合粒径、强加砂、压后钻扫井筒”等为关键技术的水平井密切割体积压裂技术,在J S 3 1 8 H F等4口井进行先导试验,压后平均单井测试产量1 6.1 21 04m3/d,无阻流量4 8.1 21 04m3/d,测试产量是邻井常规技术的5.9倍,其中,J S 3 1 8 H F井获得1 0 3.51 04m3/d无阻流量,创川西致密气最高产量,J S 2 2 0-1 H F以类储层为主,测试产量是同井场以I I类储层为的J S 2 2 0井的1 3.9倍,表明该技术在Z J气田窄河道致密气藏具有较好的适应性,可进一步的提高开发效果。关键词:致密砂岩;低粘降阻水;密切割;强加砂中图分类号:T E 3 5 7 文献标识码:A 文章编号:1 0 0 6-7 9 8 1(2 0 2 2)0 3-0 0 5 8-0 4 四川盆地Z J气田沙溪庙组为典型的窄河道致密砂岩气藏,埋深22 0 030 0 0 m,具有储层薄(53 0 m)、河道窄(3 0 010 0 0 m)、储层非均质性强的特点,其孔隙度为7%1 2%,储层渗透率为0.0 51 0-30.41 0-3m2,为典型的致密储层,地压系数1.21.9,属常压-高压气藏,水平应力差1 0.8 12 3.2 MP a,脆性指数3 2.2 6%4 9.3 9%,主要采用水平井套管封隔器分段压裂进行开发1-3。主要针对类、类储层采用精细布缝、脉冲纤维加砂、胍胶交联压裂液,多段单簇、小规模、小排量加砂压裂等工艺4,5,平均单井测试产量也由开发初期的2.6 8 0 71 04m3/d提高到6.0 7 1 61 04m3/d,实现了气藏的高效开发。但随着气田的滚动勘探开发进程,开发的河道储层物性变差,以I I、I I I类储层为主,且储层非均质性更强,在2 0 2 0年测试1 6口水平井压后平均单井测试产量仅2.8 51 04m3/d,限制了气田的滚动开发进程。邻区类似致密砂岩气及非常规页岩气储层已采用“低粘降阻水+密切割+强加砂”为主的体积压裂技术屡获高产突破6,为进一步提高Z J气田工区内I I、I I I类区储量的动用程度及采收率,在2 0 2 1年结合Z J气田河道气藏物性差、储层非均质性强的特点,在现有分段压裂技术的基础上,以页岩气压裂模式为参考,在Z J气田窄河道致密气藏开展了水 平井密切割 压裂 技 术 的 先 导 性试验。1 Z J气田致密气前期压裂分析根据Z J气田沙溪庙气藏储层基础资料分析认为,由于储层水平应力差异大(1 0 MP a),压裂改造人工裂缝仍为单一裂缝,储层横向的非均质性强、加上裂缝间距大(平均6 1.3 m),储层横向控制率低,同时压裂规模小(平均加砂规模3 1 6.8 m3、加砂强度仅0.3 4 m3/m)(表1),裂缝难以控制河道、有效支撑范围受限,同时压裂采用传统的胍胶压裂液体对储层、裂缝的伤害大,同时由于压裂后存在支撑剂回流、地层出砂,封隔器分段后井筒内由于滑套开启工具的存在导致井筒内存在多个变径点,地层返出物会在变径处堆积、架桥,造成井筒一定的堵塞,这些综合原因造成在储层条件变差的情况下压后效果变差7,8,难以实现效益开发。针 对 分 析 的 问 题,2 0 2 0年 在 工 区 内J S 3 3-85 内蒙古石油化工2 0 2 2年第1 1期 4 4 H F、J S 3 3-4 1 H F井试验了增加段数、采用高粘度降阻水部分替代胍胶压裂液、提高规模、增加排量等措施,两口井平均测试产量达到4.4 51 04m3/d,虽测试效果得到提升,但仍未达地质和工艺预期,从试验情况看压裂工艺的改进对效果提升明显,因此,借鉴页岩气和目前国内致密气的最新压裂思路,在Z J气田目前的水平井压裂工艺技术的基础上进一步从通过降低压裂液伤害、增加储层横向有效控制和保持井筒畅通等三个方面开展以密切割为主的体积压裂关键技术的优化。表1 Z J气田2 0 2 0年部分低效井参数T a b l e1 P a r a m e t e r so f s o m e l o we f f i c i e n c yw e l l s i nZ Jg a s f i e l d i n2 0 2 0序号井号储层解释压裂参数测试水平段长(m)类类类分段数段间距(m)砂量(m3)液量(m3)加砂强度(m3/m)油压(MP a)日产气(万方)无阻流量(万方/天)1J S 2 0 1-4HF9 6 11 2 4.68 4 72 1.61 46 8.63 0 62 4 1 10.3 200.3 60.4 82J S 2 2 0HF1 1 3 707 6 5.73 7 1.32 05 6.84 0 03 8 7 5.90.3 57.91.5 11.9 53J S 3 3-6 6HF7 2 0.8 53 6 8.92 5 4.85 5.51 35 5.52 7 72 2 7 1.20.3 85.0 71.3 81.4 94Z J 1 1 7-3HF7 0 4.3 27 8.33 5 5.21 1 5.21 45 0.32 8 62 0 7 0.20.4干层5J S 3 1 7-1HF1 1.7 35.45 3 3.12 8 4.51 67 3.33 1 72 5 4 00.2 700.8 20.8 26J S 3 2 7-2HF9 5 11.77 9 59 0.91 56 3.43 1 52 8 7 50.3 31.30.50.6 7平均9 4 1.21 5.36 1.33 1 6.82 6 7 40.3 42.3 80.7 81.0 82 致密气藏密切割压裂关键技术2.1 一体化变粘降阻水压裂液为充分解决液体对储层的伤害问题,采用目前的降阻水替代胍胶压裂液,降低残渣伤害和储层伤害。同时考虑到致密气无法形成缝网,携砂性和降阻性尤为重要,采用目前较为先进的一体化变粘降阻水压裂液体系9。一体化可变粘降阻水压裂液采用一种水性降阻剂,可进行实时在线配液,且通过改变降阻剂的浓度,可及时根据携砂的需要满足不同粘度的液体需求。该液体相对常规滑溜水压裂液具有降阻性能好、携砂好(指高排量下)、伤害极低等9优点。质量浓度0.1%的一体化变粘降阻水压裂液对岩心的伤害 率 约 为8.8 6%,而 常 规 乳 液 滑 溜 水 伤 害 为1 8.7 8%,胍胶压裂液的伤害为3 0%4 0%,其表面张力为2 4.5 mNm/m。一体化 可 变 粘 降 阻 水 压 裂 液 其 降 阻 率 超 过8 0%,且剪切1 0 m i n降阻率保持率大于9 5%。而常规滑溜水液体的降阻率仅为7 3%,且剪切1 0 m i n后降阻率仅为4 7%左右,降阻率的保持率仅6 4.4%,表明其降阻率抗剪切能力差。通过可 视 化 平 板 装 置,对 比 相 同 条 件(粘 度3 m P a.s,1 0%砂比的3 0/5 0目陶粒,排量0.8 m3/h)下低粘降阻水压裂液与常规滑溜水压裂液携砂能力。使用低粘降阻水的沉砂在井筒附近堆积低,且沉砂高度比常规滑溜水低4 0%,表明低粘降阻水压裂液悬砂性能优于常规滑溜水。2.2 多簇布缝技术Z J沙溪庙气藏前期开发的以、I I类储层为主,渗透性好,采用常规段间距(5 07 0 m)单段分段压裂得到高效开发2,3,但目前开发评价的河道以I I、I I I类储层主,储层更加致密、非均质性更强。有关研究表明1 0储层渗透率不同,相同渗流时间下,渗流距离和渗流单元(基质中气体的渗流范围作为一个渗流单元)差异大。比如在1 0 MP a压差、3年渗流时间条件下,当储层渗透率为0.5 m d,基质中气体渗流距离为6 5 m,当渗透率为0.0 5 m d,基质中气体渗流距离为2 0 m,当渗透率为0.0 0 5 m d,基质中气体渗流距离仅为8 m。储层越致密,渗流单元越小,基质只能向裂缝“短距离”渗流。要通过压裂技术消除水平段储层非均质性的问题,需缩短裂缝间距、增加裂缝密度,加大水平段横向改造控制体积的方式来解决。因此Z J沙溪庙气藏水平段的分段应在目前渗流单元的基础上,再根据渗流单元内储层渗透率进行簇间距的细分优化,即段内多簇射孔布缝。根据Z J沙溪庙气藏储层参数为基础,综合井筒方位、缝间干扰、渗流距离,以不产生过高应力干扰而抑制裂缝扩展、避免改造区域出现重叠而过度改造为原则。优化出工区内I I、I I I类储层分段分簇结果为,单段长度6 59 5 m,单段内簇数47簇,簇间距1 22 0 m,实际应用中尽量考虑段内储层非均质性。2.3 施工排量优化由于采用低粘度的降阻水压裂液体,液体的携砂主要依靠流速,同时采用多簇射孔,从携砂和裂缝改造有效性均需要采用大排量。以裂缝均衡扩展、增加裂缝复杂程度为原则优化排量,高排量可95 2 0 2 2年第1 1期黄禹忠 窄河道致密气藏水平井密切割体积压裂技术增加优势簇的流动摩阻,促使各簇扩展更均衡,减弱“长缝更长,短缝更短”的现象,排量同时还需考虑簇数,推荐上述簇数下的单段施工排量为1 41 8 m3/m i n。由于排量大,以往的油管带封隔器管柱无法满足要求,通常采用套管压裂,桥塞分段的方式。先导试验初期在套管规模未确定时,可根据满足的施工排量来确定单段内簇数,以满足每簇的充分改造。2.4 组合粒径支撑剂在采用低粘压裂液、多簇及大排量压裂过程会在储层内形成不同宽度的裂缝(图1),常规大粒径(3 05 0目)的支撑剂无法进入支缝,为实现支缝的有效支撑,采用7 01 4 0目和4 07 0目组合粒径支撑剂。数值模拟也显示,相同情况下组合小粒径支撑剂较常规大粒径支撑剂形成的支撑缝长长3 0%(图2),裂缝更为有效。为保证每簇的改造要求,提高横向改造覆盖度,压裂需要每簇都均匀改造,因此加砂强度相比常规间距的压裂增加较多,加砂强度根据形成的支撑剖面、导流能力、成本进行优化,先导性试验阶段宜采用强加砂强度。图1 复杂裂缝缝宽分布模拟图F i g.1 s i m u l a t i o nd i a g r a mo f c o m p l e xf r a c t u r ew i d t hd i s t r i b u t i o n图2 不同粒径下裂缝导流能力(右:1 0 0%3 0-5 0目支撑剂,左:8 0%7 0-1 4 0目+2 0%4 0-7 0目)F i g.2 f r a c t u r ec o n d u c t i v i t yu n d e rd i f f e r e n tp r o p p a n tp a r t i c l es i z e s(r i g h t:1 0 0%3 0-5 0m e s h,l e f t:8 0%7 0-1 4 0m e s h+2 0%4 0-7 0m e s h)2.5 暂堵分流技术尽管增加簇数能够增加压裂裂缝面积,但多簇分流会导致单簇裂缝扩展有限。因此,多簇压裂时为保证每个射孔簇的均匀改造,除在射孔时采用变密度射孔控制射孔孔眼数外1 1,应配合使用暂堵技术。模拟计算表明加砂后射孔孔眼得到冲蚀,孔径范围扩大,主要分布在1 2.8 31 7.5 2 mm,暂堵球选择1 9 mm+1 5 mm+1 3.5 mm组合尺寸,暂堵剂选择13 mm+2 0/8 0目粒径。2.6 钻扫井筒技术密切割强加砂压裂技术配套采用可溶桥塞进行分段,但由于目前桥塞未做到全部快速可溶,且加砂规模大,支撑剂回流到井筒多,为保证压后井筒的畅通,在压后排液到一定时间后需要通过连油钻扫桥塞并冲砂,以确保井筒的畅通性。从先导试验井压后钻扫桥塞冲砂前后产量差异较大,表明体积压裂后井筒内沉砂较严重。3 现场应用结合前面水平井密切割压裂关键的分析及优化,2 0 2 1年开始在Z J沙溪庙气藏开展了以“低粘降阻水、多簇布缝、大排量强加砂”为主要技术的密切割压裂技术先导试验4井次,其基本参数见表2,平均单井簇间距1 5.5 m,较以往缩短3.9倍,加砂强度3.2 t/m,是以往的9.4倍。06 内蒙古石油化工2 0 2 2年第1 1期 表2 Z J气田2 0 2 1年密切割压裂技术试验参数表T a b l e1 T e s tP a r a m e t e r so f I n t e n s i v eV o l u m eF r a c t u r i n g i nZ Jg a s f i e l d i n2 0 2 1井号储层解释压裂参数测试情况水平段长(m)类类类段(簇)簇间距(m)砂量(m3)压裂液(m3)加砂强度(m3/m)油压(MP a)日产气(万方)无阻流量(万方/天)江砂3 1 8HF1 0 3 8.54 0.86 7 2.81 1 4.11 1(6 1)1 74 2 0 41 7 6 4 34.0 52 9.92 5.2 61 0 3.5江沙3 1 8-1HF8 7 8.4 47 1.95 1 4.62 9 6.61 2(5 8)1 52 2 6 1.71 6 4 9 82.5 72 5.3 61 3.8 93 1高庙1 1 16 3 6.7 22 8.31 2 8.79 0.38(4 0)1 62 4 1 6.61 1 9 7 23.7 91 4.4 61 2.5 83 1.5江沙2 2 0-1HF7 8 1.3 50.41 9 9.44 0 1.49(5 4)1 41 8 7 4.31 5 7 7 72.4 12 5.31 2.7 62 6.4 8平均8 3 3.71 0(5 3)1 5.53.2 0 51 6.1 24 8.1 2 先导试验井平均单井测试产量1 6.1 21 04m3/d,平均无阻流量4 8.1 21 04m3/d,测试产量是邻井常规工艺的5.9倍。其中,J S 3 1 8 H F无阻流量1 0 3.51 04m3/d,创下川西致密气最高产量记录,J S 2 2 0-1 H F井在以类储层为主的储层得到突破,压后是同井场以I I类储层为主的J S 2 2 0 H F井产气量(初期高,后期降低到1.9万,且出水)的1 3.9倍。已经投产的J S 3 1 8 H F和J S 3 1 8-1 H F两口井平均月采气量达到4 4 4万方,远高于同层位J S 3 3-4 1河道4口井平均9 9.6万方和J S 3 2 3、J S 3 2 1两条高产河道8口高产井平均1 7 1万方的月均采气量。充分表明密切割压裂技术能大幅提高产能,可进一步提高I I、I I I类区储量动用程度和采收率。4 结论及建议(1)Z J气田河道致密砂岩气藏采用常规压裂改造,储层伤害大,水平段储层横向改造覆盖率和裂缝有效性低等是造成物性更差、非均质性更强的I I、类储层效果差的主要原因。(2)水平井密切割压裂技术在窄河道致密砂岩气藏I I、类储层4口井先导试验应用,压后产量是常规压裂技术的5.9倍,且稳产形式好,表明该技术对物性更差的储层具有很好的适应性。(3)密切割压裂技术提高改造效果的核心是低粘降阻水压裂液有效降低储层伤害、水平段多簇密切割暂堵强加砂实现储层横向的充分有效改造、压后钻扫冲砂确保井筒的有效畅通,三者是有机的结合。(4)密切割压裂试验井应加强地质条件类似的河道、单井长期生产效果的对比跟踪分析,并在先导性试验的基础上结合井控储量、采气速度及其经济性进一步结合储层渗透性开展裂缝布局和施工参数的优化。参考文献1 曾焱,黎华继,周文雅,等.川西坳陷东坡中江气田沙溪庙组复杂“窄”河道致密砂岩气藏高产富集规律J.天然气勘探与开发,2 0 1 7,4 0(4):1-8.2 段永明,曾焱,刘成川,等.窄河道致密砂岩气藏高效开发技术以川西地区中江气田中侏罗统 沙 溪 庙 组 气 藏 为 例 J.天 然 气 工 业,2 0 2 0,4 0(5):5 8-6 5.3 滕小兰,王智君.中江气田沙溪庙组气藏高效开发关键技术研究与应用J.天然气勘探与开发,2 0 1 4,3 7(4):5 4-5 7,1 1.4 黄禹忠,刁素,栗铁峰,等.致密砂岩气藏水平井体积压裂新技术J.天然气勘探与开发,2 0 1 7,4 0(1):6 8-7 2.5 尹琅,林永茂,刘林,等.川西致密砂岩气藏水平井精细分段压裂技术及应用:2 0 1 8年全国天然气学术年会,C 中国福建福州,2 0 1 8.6 天工.中国石油西南油气田公司致密气测试产量再 创 新 高 J.天 然 气 工 业,2 0 2 0,4 0(6):3 0.7 卜淘.川西坳陷东坡窄河道致密砂岩气藏储层孔喉特征J.地质灾害与环境保护,2 0 1 8,2 9(0 1):9 7-1 0 2.8 黄禹忠,刁素,栗铁峰,等.致密砂岩气藏压裂伤害及对策以川西坳陷Z H构造J S 2 1气藏为例 J.天 然 气 地 球 化 学,2 0 1 8,2 9(4):5 7 8-5 8 5.9 李嘉,李德旗,孙亚东,等.可变黏多功能压裂液体系 及应用 J.钻采工艺,2 0 2 0,4 3(4):1 0 5-1 0 7.1 0 郭建春.多尺度高密度裂缝压裂研究与实践.致密气高效 开 发 技 术 研 讨 会,C 中 国 西安,2 0 2 1.16 2 0 2 2年第1 1期黄禹忠 窄河道致密气藏水平井密切割体积压裂技术