松遼盆地致密砂巖氣藏水平井多級壓裂現場實踐——以長深D平2井為例

摘 要

大航海时代4win7出海卡的很 www.dnqvw.icu 摘要:松遼盆地南部長嶺氣田下白堊統登婁庫組致密砂巖氣藏具有儲層埋藏深、溫度高、物性差、地應力高的特點,采用水平井開發和常規的直井壓裂開發均難以實現穩產。為最大限度地

摘要:松遼盆地南部長嶺氣田下白堊統登婁庫組致密砂巖氣藏具有儲層埋藏深、溫度高、物性差、地應力高的特點,采用水平井開發和常規的直井壓裂開發均難以實現穩產。為最大限度地增加泄油氣面積、提高儲層動用程度、提高單井產量,在長深D平2井開展了水平井多級壓裂開發現場實踐:采用裸眼封隔器滑套10級大規模壓裂,優化應用壓前小型壓裂測試、井下微地震和地面電位法壓裂監測技術,對10級人工裂縫方位及幾何形態進行實時監測。目前,長深D平2裸眼井多級壓裂工藝技術的突破,創造了水平井深層氣井壓裂級數最多、壓裂規模最大、平均砂比最高等3項中石油壓裂新紀錄,并取得了“生產壓力高、產量高”的良好效果。該井壓裂施工的成功,表明了水平井應用裸眼完井套管壓裂具有明顯的技術優勢,為類似長嶺1號氣田登婁庫組致密砂巖氣藏水平井壓裂開發提供了有力的技術保障。
關鍵詞:松遼盆地;長嶺氣田;早白堊世;致密砂巖氣藏;水平井;多級壓裂;實踐
1 儲層地質特征
    松遼盆地長嶺1號氣田下白堊統登婁庫組天然氣分布主要受巖性和構造控制,氣藏為構造控制下的巖性低孔特低滲氣藏,邊底水不發育。
1.1 沉積相特征
    D3砂層組沉積期工區的南部發育兩條由南東向北西展布并近于平行的分支河道,并在長深102井附近匯合,在中西部形成大范圍的分支河道沉積,隨后分支河道再次分又,在中部形成分支河道的交匯疊合區??梢鑰闖鯠3沉積期分支河道的沉積規模水流所控制的范圍較大。
1.2 孔隙結構特征
    登婁庫組的孔隙結構具有排驅壓力較高(平均2.67MPa,最小2.04MPa,最高3.16MPa)、平均孔喉半徑小(分布在0.11μm左右)、退汞效率低(一般介于28.5%~35%,平均30.7%)、孔隙度及滲透率均低(平均孔隙度為5.3%,平均滲透率為0.175mD)。長嶺1號氣田登婁庫組儲層屬于Ⅱ、Ⅲ類孔隙結構。
1.3 儲層物性特征
    登婁庫組氣藏的巖性主要為細砂巖、含粉砂細砂巖、粉砂質細砂巖和粉砂巖,儲層巖性以細砂巖為主。該氣藏巖心分析孔隙度一般介于2.7%~6.6%,平均為5.2%;滲透率介于0.04~0.242mD,平均為0.174mD,登婁庫組儲層整體上屬于低孔、特低滲儲層。
1.4 儲層巖石力學特性
    登婁庫組致密砂巖儲層的楊氏模量較高,而凈壓力與楊氏模量成正比,楊氏模量高時,凈壓力則較高,且施工時地面壓力較高;縫寬與楊氏模量則成反比,楊氏模量越高,壓裂時形成的裂縫寬度較窄,尤其是在近井摩阻較高時容易出現砂堵[1]。
2 長深D平2井壓裂技術思路
    通過對致密砂巖氣藏多段大規模壓裂改造,最大限度地增加水平井筒與地層接觸面積,以提高儲層動用程度,最大限度地減少儲層污染,達到提高單井產量的目的[2~4]。①應用水平井分段壓裂工藝技術進行多級壓裂,增大儲層平面上縱向接觸面積;②以增加縫長為主導的大規模壓裂,增加儲層平面上橫向接觸面積;③在水平井趾部和跟部受多裂縫縫間干擾小、施工流動阻力影響較小的情況下,進一步提高規模,增加縫長,以獲得對產能的最大貢獻;④最大限度地降低儲層傷害,?;て?。
3 長深D平2井壓裂優化設計
   長深D平2井壓裂施工采用裸眼封隔器完井滑套多級壓裂工藝技術,壓裂設計重點針對施工壓力高,壓裂級數多、規模大,工具多、通過性差等難點進行了優化(圖1)。結合4個流動單元的儲層特征,采用橫切裂縫以增加面積,優化每段壓裂規模,重點提高端部和趾部壓裂規模。優化施工參數(表1),重點提高壓裂液效率,減少儲層傷害。
    1) 壓裂規模:10級分壓,每段間距66~156m。
    2) 壓裂方式:套管注入、投球。
    3) 井口施工壓力:39.0~45.0MPa。
    4) 壓裂井口:主要包括大四通、105MPa采氣井口(雙控閥門)、壓裂投球器3個部分。
    5) 裸眼封隔器工具尺寸:Φ139.7mm。
    6) 工具技術指標:耐壓差82.7MPa,耐溫218℃。
    7) 壓裂液:水基凍膠壓裂液。
    8) 壓裂支撐劑:粒徑0.3~0.6mm 30~50目的105MPa孚盛砂。

4 長深D平2井多級壓裂測試分析技術
1) 應用壓前小型壓裂測試技術認識儲層,調整主壓裂施工參數(圖2)。

第1、8、10級小型壓裂測試表明,儲層存在較少的天然氣裂縫特征,閉合應力為58.6MPa,基質滲透率為0.15mD,凈壓力為2MPa,壓裂液效率為38%,近井摩阻為1.48MPa。
2) 利用井下微地震裂縫實時監測技術認識人工裂縫的擴展規律、裂縫幾何形態及裂縫方位。
    井下微地震裂縫監測表明,滑套位置對裂縫起裂位置沒有影響,裂縫兩翼擴展不對稱,每級裂縫并不是完全平行,存在傾角,封隔器存在不能有效封隔儲層的可能性。
5 壓裂施工及效果
5.1 10級大規模壓裂施工
    長深D平2井壓裂施工歷時3d,創造了中國石油壓裂史上的3項紀錄:①水平井深層氣井壓裂級數最多(10段);②單井總壓裂規模最大(838m3);③單級壓裂規模最大(116m3)(圖3)。
 

    1) 單井累計加入支撐劑838m3。
    2) 水平井單段最大壓裂規模116m3,總計有3段壓裂規模超過100m3。
    3) 單日最多加入支撐劑324.4m3,最快一天施工4段。
    4) 平均砂比34.4%,最高加砂1.8m3/min。
    5) 套管壓裂降低4000m管程摩阻約20MPa。
    6) 裸眼完井消除了固井完井近井摩阻,滑套壓裂減少了射孔孔眼摩阻,共10MPa。
5.2 10級大規模壓裂效果
    長深D平2井多級壓裂獲得了巨大突破和成功取得了“生產壓力高、產量高”的理想效果(表2)。
 

6 結論及認識
    1) 該井水平井多級壓裂取得3方面的技術突破,壓裂級數最多、壓裂規模最大、平均砂比最高。
    2) 水平井裸眼套管滑套分段壓裂比直井固井射孔油管壓裂具有較大優勢:①井筒摩阻小,能實現高排量施工,在相同加砂規模及砂比條件下,縮短單級施工時間,同時提高了壓裂液效率;②裸眼水平井套管分段壓裂近井筒摩阻小,基本不存在近井裂縫扭曲,近井筒摩阻比常規直井固井射孔壓裂相差5~7MPa,同時裂縫復雜性小,凈壓力在整個施工過程中變化不大。
    3) 現場壓裂實時監測能提供直觀的裂縫擴展形態,為壓裂設計調整提供依據;水平井裸眼滑套位置對裂縫起裂位置基本無影響,裸眼封隔器位置的選擇是關鍵。
    4) 優質乳化壓裂液體系和低密度孚盛砂有利于大規模壓裂的順利實施。
    5) 該水平井多級壓裂成功進一步認識了致密氣藏的產能,突破了產能關,為類似致密巖性氣藏提高產明確了技術方向。
參考文獻
[1] 中國石油油氣藏改造重點實驗室.2008年低滲透油氣藏壓裂酸化技術新進展[M].北京:石油工業出版社,2009.1
[2] 何冶,段國彬,付永強,等.四川盆地低滲透砂巖氣藏大型水力加砂壓裂配套技術[J].天然氣工業,2010,30(3):48-51.
[3] 謝建華,趙恩遠.大慶油田水平井多段壓裂技術[J].石油鉆采工藝,1998,20(4):72-75.   
[4] 張懷文,張繼春,胡新玉.水平井壓裂工藝技術綜述[J].新疆石油科技,2005,15(4):30-33.
 
(本文作者:張應安 中國石油吉林油田公司采油工藝研究院)