非常规水平井多段压裂技术1.doc

非常规油气藏水平井多段压裂技术王安培 兑爱玲 李兴应 张红 陈丽中石化中原油田分公司采油工程技术研究院摘 要 非常规油气藏在中原油田分布范围广，类型主要有致密砂岩油气、泥岩缝洞油藏、泥质白云岩油藏。该类油气藏资源丰度低、低孔、低渗、产量低，勘探开发的难度较大、需要特殊的工程技术。长井段水平井是非常规储层勘探开发的主要技术，多段压裂改造是非常规气藏开发的有效途径之一。为加快推进非常规油藏的勘探开发，研制水力喷射工具，开发抗高剪切水力喷射、高温低伤害水平井压裂液，研究优化设计技术，引进多层压裂完井体系。自主设计、施工、自行提供压裂材料的水平井，在1300m水平段、压裂11段，非常规油气藏勘探开发技术取得突破。关键词 非常规油气资源；多段压裂；喷射工具；压裂液；压裂设计；现场试验1 前 言中原油田非常规油气资源丰富，主要有致密砂岩油气、页岩油气、泥岩缝洞油藏，预测东濮凹陷致密砂岩石油资源近亿吨、天然气超千亿方，普光陆相须家河组致密气1032亿；砂泥岩缝洞型石油资源超2000万吨；页岩油气正进行精细评价。非常规油气藏在东濮、普光、内蒙广泛分布，致密油藏日益成为中原油田开发的重要对象，储层类型主要有大段砂泥岩互层型、单层厚砂体型、薄层席状砂型，其地质特征为埋藏深度普遍在3800m以下，孔隙度615%、渗透率0.15md，层数10-50，单层厚0.5-15m，砂泥互层，泥质含量高，且高温、高压、高盐。应用常规技术产量低，勘探开发的难度大，需要特殊的工程技术。水平井钻井技术的发展和建井成本的降低，使得长井段水平井成为有效开采低渗透油藏等难动用储量、非常规储层的核心技术。中原油田完钻水平井67口，采用筛管、套管、筛管+套管完井，井眼直径5in、4in，低渗水平井27口、中渗水平井33口、高渗水平井2口。水平井分段压裂技术是增加单井控制储量，提高单井产能的一项重大技术。非常规长井段水平井渗透率低、渗流阻力大，需压开多条裂缝形成油气渗流通道，增加渗流能力，增大油气渗流通道和泄油面积，提高单井产量。储层和完井地质特点决定了对压裂技术的需求，压裂时如何优选入井材料和分段工具实现各段间的有效封隔，满足储层、井筒需要，是保证水平井改造有效性的重要方面。2 压裂液体系、支撑剂评价优选2.1 压裂液体系评价优选针对非常规储层物性差、地层温度高、泥质含量高的状况，优化压裂液配方，降低储层伤害，适应不同压裂方式。2.1.1 高温低渗低伤害压裂液作者简介：王安培，男， 汉族，1964.4年出生，1986.7年毕业于西南石油学院应用化学，获学士学位，现在中石化中原油田分公司采油工程技术研究院从事储层改造工作，低渗油藏研究所所长、高级工程师、油田专家，联系电话：03934890003，邮政编码：457001，通讯地址：濮阳市华龙区中原路109号，E-mail：。通过室内实验评价优选压裂液主剂、添加剂1及浓度，确定了低伤害压裂液配方，耐温90-160，满足非常规致密砂岩储层水平井分段压裂要求（表1-1）。表1-1 低伤害压裂液配方组成压裂液类别改性胍胶%交联剂类别交联剂%pH值调节剂%杀菌剂%粘土稳定剂%热稳定剂%助排剂%表面活性剂%破胶剂%90-1200.40-0.45ZB-060.2-0.40.03-0.040.03-0.051.0-2.00.05-0.080.2-0.50.2-0.50.01-0.03120-1400.45-0.55SCL-10.3-0.40.04-0.050.03-0.051.0-2.00.08-0.10.2-0.50.2-0.50.01-0.02140-1600.55-0.60ZB-110.3-0.50.05-0.060.03-0.051.0-2.00.1-0.150.5-0.50.2-0.50.005-0.01室内评价压裂液综合性能，残渣含量300mg/L；在相应温度、170s-1下剪切2h粘度149.8-314.5mPas（图1-1）；破胶水化液粘度2.07-3.42mPas；岩心平均伤害率14.23%，与地层流体配伍性好（表1-2），满足非常规水平井现场压裂施工要求。表1-2 低伤害压裂液综合性能评价表压裂液类别胍胶浓度（%）残渣含量（mg/L）粘度mPas（170s-1剪切2h）水化液粘度mPas伤害率%配伍性90-1200.45256314.53.4212.34无沉淀120-1400.55279202.52.1913.86无沉淀140-1600.60296189.22.0716.52无沉淀图1-1 低伤害压裂液耐温曲线2.1.2抗高剪切、低摩阻水力喷射压裂液室内优选性能优良的增稠剂及添加剂，优化配比，确定了水力喷射压裂液基础配方：改性羟丙基瓜胶0.40.5% + GYH-11交联剂0.20.5% + 杀菌剂0.050.1% + 稳定剂0.050.1% + 高效表活剂0.10.3% + 有机粘土稳定剂0.30.6% +裂缝处理剂0.1-0.3%。12080图1-2 压裂液粘温曲线室内评价研发的水力喷射压裂液性能，压裂液除具有常规压裂液性能外，还具有抗高剪切和剪切恢复性能2：耐温80-140，摩阻是常规压裂液的7080%，破胶水化液粘度5mPas；表界面张力19-21/0.1-0.5mN/m，防膨率90%，岩心伤害率10.72%，中密度陶粒静态沉降速率6.87mm/s。过交联冻胶与基液在1050S-1剪切下，交联时间5s，剪切5min，粘度60mPa.s左右，混合压裂液在80-120、170S-1剪切120min，粘度200mPa.s（图1-2）。2.2 支撑剂评价优选优选小粒径陶粒，防止支撑剂在水平段沉降，降低支撑剂进入裂缝中的难度，提高施工成功率和增产效果。数值模拟得出：裂缝极限宽度5.40mm，用支撑剂425850m风险大；裂缝极限宽度3.78mm3，用300600m支撑剂可降低风险，适应裂缝宽度较窄井的压裂需要。非常规储层物性差，形成的裂缝窄，因此评价优选300-600m适应储层的需要。按照中石化企业、行业标准，检测300-600m、425-850m陶粒，结果表明，三种300-600m陶粒均能达到标准要求，洛阳300-600m陶粒的性能最好，随着闭合压力增加，渗透率、导流能力与德赛尔425-850m陶粒接近（图1-3、表1-3）。图1-3 支撑剂渗透率、导流能力曲线表1-3 300-600m与425-850m陶粒测试数据规格m体密g/cm3视密g/cm3破碎率69MPa%酸溶解度%圆度球度山西300-6001.643.316.36.440.90.9郑州300-6001.643.316.15.870.90.9洛阳300-6001.643.20.9德赛尔425-8501.773.276.45.00.90.93 多段压裂优化设计压裂设计是影响水力压裂成功的关键因素之一，借鉴国内外水平井压裂裂缝延伸模拟及施工设计技术、邻井压裂资料、常规水平井压裂经验，完成非常规水平井压裂优化设计。3.1 压裂方式优选水平井分段压裂技术主要有泵送可钻式桥塞、水力喷射和裸眼封隔器+滑套分段压裂技术。完井方式制约压裂工程技术的实施4，通过调研、技术交流，结合中原油田储层、完井情况，确定了中原油田致密油藏水平井分段压裂方式：筛管完井、复合完井采用水力喷射压裂方式；套管、裸眼完井浅层井采用水力喷射压裂方式，深层井采用封隔器+滑套压裂方式。3.2水平段钻井轨迹优化2.2.1裂缝形态预测水平井裂缝方向取决于地应力的大小和方向。由于井筒附近的应力集中，裂缝在井筒上面开启的方向可能与最终的延伸方向不同，最终方向会垂直于最小主应力方向。水平井压裂后将产生哪一种形态的裂缝，要取决于地应力和井筒井眼轨迹的情况：最小主应力min与水平段垂直，形成纵向裂缝；最小主应力min与水平段平行，形成横向裂缝；最小主应力min与水平段呈一定的夹角，水力裂缝不在一个简单的平面上，形成斜交缝（图2-1）。图2-1 裂缝形态示意图2.2.2水平段钻井轨迹优化研究表明裂缝走向与最大主应力方位夹角呈90水驱油效率最高，裂缝走向与最大主应力方位平行水驱油效率最低，当裂缝夹角50对产能的影响较小（图2-2）。现场实践结果也表明，压裂形成横向裂缝，产能最高。因此在水平井设计时，水平段轨迹与最大主应力方位尽可能垂直，以提高水平井的开发效果。图2-2 裂缝-水平段夹角与累产油关系曲线3.3优化射孔技术合理的射孔方式对起裂点和破裂压力有着重要的影响，沿最大主应力的方向射孔破裂压力最低；破裂压力随射孔方位角的增加而升高，0-30 内增加幅度不明显；孔密超过16孔/米破裂压力降低不明显（图2-3）。按储层物性、每段射孔2-5m米，孔密16孔/米。针对水平井段长、射孔间距大的特点，采取长井段环空加压延迟射孔工艺，提高射孔成功率。图2-3 射孔参数-破裂压力关系曲线3.4 压裂管柱设计针对非常规水平井油藏、完井等特点，通过研制水力喷射工具、引进分段压裂完井体系，设计分段压裂管柱，形成了封隔器+滑套、水力喷射分段压裂完井技术。3.4.1封隔器+滑套分段压裂压裂完井体系主要有顶部悬挂封隔器、裸眼封隔器、压裂滑套、投球滑套组成，具有操作方便、施工周期短、摩阻低、携砂量大等特点，适用于裸眼或套管完井分段射孔水平井。多段压裂完井体系优选为适应不同井径的水平井分段压裂，形成了4-1/22-7/8in：3-3/4in=10000psi、4-1/2in=8500psi、3-7/8in=8500psi、4-3/4in=5000psi；5-1/23-1/2in：4-1/2in=8500psi、4-3/4in=5000psi；74-1/2in：6-1/8in=10000psi、6-1/4in=10000psi、6-1/2in=8500psi；9-5/85-1/2in：8-1/2in=10000psi、8-3/4in=8500psi四种体系。应根据井眼的尺寸大小、压裂段数优选相应的体系。封隔器、滑套位置优选选择裸眼井井眼质量好、物性较差的泥质砂岩段、套管井避开接箍的位置卡封封隔器，确保有效封隔；封隔器卡封起裂段长度尽量缩小，以便形成单一主裂缝，减少次级裂缝，确保施工安全。优选物性好的部位放置滑套，确保裂缝在指定位置起裂。压裂管柱设计 综合考虑井筒状况、储层特征、裂缝段数优化结果等设计管柱。套管井：BG150-89mm油管+105mm喇叭口+顶部悬挂器系统+顶部回接密封筒+顶部悬挂封隔器+油管+裸眼封隔器+投球打开滑套+压力打开滑套+井筒隔离阀+浮鞋，抗内压最高施工压力，采用光油管压裂方式不需回接插入密封，光油管下到S3顶部悬挂器上端2-4m位置（图2-4）。裸眼井：114mm钻杆或BG150-89mm油管+悬挂封隔器+114mm裸眼分段管串连接套图2-4 套管井压裂管柱图 图2-5 裸眼井压裂管柱图管+裸眼封隔器+投球滑套+压差滑套+井筒隔离阀+浮鞋，裸眼井上部技术套管抗内压施工压力，采用回接插入密封保护技术套管（图2-5）。3.4.2水力喷射工具研制针对引进水力喷射工具存在喷嘴脱落、喷枪断裂的问题，通过优化喷嘴、喷射器主体结构，优选材质、装配方式研制新型水力喷射工具。喷嘴喷嘴是水力喷射压裂工具的关键部分，压裂时磨损严重5，喷射返流会对喷射工具表面造成损伤，需要设计优化新型喷嘴。选择合适的喷嘴材料和耐返溅本体材料，延长喷射工具的使用寿命。通过增加喷嘴个数及优化喷嘴尺寸满足施工要求。喷嘴结构优化：圆柱型直孔、锥口、文丘里、组合式四种喷嘴结构分析结果表明，锥口喷嘴结构带有导流作用的锥状进口和起集束作用的平直段，磨料进入喷嘴相对容易，且在喷嘴截面上分布更均匀6。因此，优化锥口喷嘴结构为水力喷射喷嘴。喷嘴设计：流道前段设计为圆滑锥形，后段为圆柱形（图2-6）。其优点一是流道内径相同，截面收缩系数为1，提高流量系数和能量转换效率；二是圆柱流道使磨料充分加速，提高射流冲击力；三是流道前段发生磨损时，剩余圆柱段使磨料射流的出口直径保留原有尺寸。图2-6 喷嘴结构图喷嘴材料配方研究与优选：优选碳化钨和碳化硼两种材料主体及添加剂，优化烧结工艺，研制开发了硬质合金WC/Co喷嘴。在速度220m/s、7种压力下喷射12min，测得喷嘴出口端直径增大值0.26mm（表2-1），满足喷砂压裂需求。表2-1 试验12min后喷嘴出口直径增大值射流压力/MPa6101522293338射流速度/(ms-1)100130160190220235250喷嘴出口直径增大值/mm40.2喷射器主体研制优选材料满足水力喷射压裂对管柱的耐压、耐冲蚀等要求。材料调质处理，工具内外表面渗氮处理，深度0.8-1.2mm，硬度HB255-302，进一步提高耐冲蚀性能。喷嘴采用内装避免喷嘴脱落，喷嘴间距100mm避免喷点集中损坏套管（图2-7），喷射器下井应用后，喷嘴无脱落及明显扩径，表面无明显泚蚀痕迹（图2-8）。图2-7 喷嘴内装式喷射工具 图2-8 文98-16井起出工具图水力喷射压裂工具系列化为适应中原油田不同井身结构水平井水力喷射压裂需要，对水力喷射工具系列化，形成三种工具系列。5in工具系列：喷枪外径108mm，长度655mm，喷嘴直径6mm，喷嘴个数6-8个，油管排量2.03.6m3/min，过砂量30m3。4in工具系列：喷枪外径86mm，长度400mm，喷嘴直径6mm，喷嘴个数4-6个，油管排量1.6-2.7m3/min，过加砂量30m3。4in工具系列：喷枪外径78mm，长度500mm，喷嘴直径6mm，喷嘴个数4-6个，油管排量1.6-2.7m3/min，过加砂量24m3。压裂管柱设计针对水力喷射施工压力高的状况，对水力喷射管柱改进，降低施工压力，避免喷嘴脱落、卡管柱（图2-9）：5in系列工具，由27/8in平式扣改为加大扣，省去变扣，可直接与2in加大油管连接，提高喷射工具的强度。用接箍外径104mm的BG150-89mm平式油管，代替接箍外径114.3mm的N80-89mm外加厚油管，环空摩阻下降到40%，降低套压。在喷枪下部接1m73mm短节，以减小喷射时激荡作用，避免喷嘴掉落。去掉喷枪下扶正器，防止喷嘴卡在下扶正器处，导致起管柱困难。图2-9 水力喷射压裂管柱3.5裂缝、施工参数优化利用小型测试结果，综合考虑水平段构造位置、隔层、平面层间非均质性、动用状况、目的层上下流体类型、裂缝形态、井距等优化裂缝参数。3.5.1裂缝参数优化压裂段数：合理的裂缝间距应考虑储量动用程度和保证水平井具有较高的产能，裂缝间距过大造成裂缝间储量损失，间距过小裂缝相互干扰。利用油藏数值模拟技术，计算出极限供油半径，裂缝间距=2倍极限供油半径，压裂段数=水平段长度/裂缝间距。裂缝长度：裂缝长度是影响水平井产能的一个重要因素7，裂缝越长产量越高，但施工难度和投资随之增加。对于特定的油藏存在一个最佳值，综合考虑储层展布、物性、压裂成本等因素，通过油藏数值模型计算出最佳裂缝半长80-200m。3.5.2施工参数优化施工排量：根据地层破裂压力、管柱摩阻、抗内压，井口限压，各级球座所允许的最大排量（表2-2）等，排量控制在3.0-5.8m3/min。表2-2 球座直径与排量关系曲线球座直径in1.0251.151.2751.41.5251.651.7751.9mm26.03529.2132.38535.5638.73541.9145.08548.26限制流量bpm2424252526262728m3/min3.8163.8163.9753.9754.1344.1344.2934.452球座直径in2.0252.152.2752.42.5252.652.775mm51.43554.6157.78560.9664.13567.3170.485限制流量bpm28293031333537m3/min4.4524.6114.774.9295.2475.5655.883前置段塞：水平井压裂井段长、微裂缝发育，易诱发近井多裂缝，滤失严重，砂堵和施工风险增加。在前置液不同阶段加入不同粒径、不同砂比的陶粒，分别填充在不同宽度的裂缝内，既达到了降滤目的，还有防治多裂缝、消除近井筒效应的作用，确保主缝有效延伸。砂堤分布优化：非常规水平井物性差、形成的缝宽窄，携砂液采用斜坡式加砂，采取“低砂比、造长缝”及“低起步、小台阶加砂”技术，降低人工裂缝对砂浓度的敏感性。4 多段压裂现场试验4.1多段压裂试验总体情况4.1.1压裂施工自主设计、施工、自行提供压裂材料，实施非常规水平井7口多段压裂。最大井垂深3806m、斜深4357m，水平段最长1301m，段数3-11段，成功率100%，最高施工、破裂压力95.7、90.6 MPa，最大加砂84.1m3，平均砂比23.4%，最高砂比27.9%，最高阶段砂比47%（表3-1）。表3-1 压裂施工参数统计表序号井号储层岩性完井方式井深m水平段长m压裂方式时间段数破裂压力MPa排量m3/min总液量m3石英粉陶m3砂比%陶粒m31达平3白云质泥岩筛管2554602.2水力喷射2011.12.31575.1 3.8 1369.3 10.527.9121.3 2白庙平1致密砂岩套管4364712.8封隔器2011.10.06788.9 4.0 1652.6 19.2 170.0 3濮1-1HF白云质泥岩裸眼38011195+滑套2012.02.031072.4 4.2 2879.9 29.522.5 310.0 4卫383-1HF致密砂岩裸眼44967242012.02.08675.4 4.1 1820.3 16.425.8 257.8 5卫360-平2高应力砂岩套管34201722012.02.20479.9 4.2 1277.4 23.4 147.0 6卫68-1HF灰质泥页岩裸眼456013002012.04.221190.6 7.9 5857.0 23.5640.3 7文133-平1致密砂岩套管39345012012.06.19378.44.4934.523.9裂缝监测应用FLSJ-型裂缝实时监测系统，对封隔器+滑套分段的4口井监测，半缝长34.51-190.98m，缝高7.2-27.87m（表3-2）。裂缝方位与邻近直井有一定差异，裂缝缝长基本达到或超过了设计，缝高均低于模拟设计结果，说明水平井裂缝起裂及展布形态极其复杂。表3-2 人工裂缝监测结果表井号方 位北东向裂缝全长m东翼长m西翼长m缝高m倾 角与井眼夹角白庙平172.8-86.2218.67-317.33120.28-184.0592.96-133.2813.31-26.320-8濮1-FP147.4-54.784.27-328.2749.76-190.9834.51-148.067.2-22.80-555.1-62.4卫383-FP137.9-42.3146.67-201.3375.64-107.9471.03-102.5921.87-27.870-326.55-31.52卫68-1HF47.3-58.1198.53-389.6099.38-191.6699.15-197.9433.07-46.800-426.33-增产效果压前日产液0.4t、日产油0.2t、日产气300m3，压后日产液212.3m3、日产油59.6t、日产气13461m3；日增油59.1t；截止2012年6月底，累增油3889.9t，累增气188.06104m3；平均单井日增油8.4t、累增油570t（表3-3）。表3-3 非常规水平井多段压裂增产效果对比表序号井号压前日产压后日产日增油t累产气104m3累产油t油t气m3液m3油t气m3液m31达平30.00.03.014.03.0139.02白庙平10.53001.213.01000030.012.5178.562557.03濮1-1HF3.52408188.54卫383-1HF12.326418.312.32.11491.15卫360-平20.00.03.715.73.7281.96卫68-1HF3.1325099.27文133-平121263230.5214.31233.2合计5.03001.259.613461212.359.1188.063889.9平均单井0.83000.48.5 1923.0 30.3 8.4 26.87 5704.2 水平井多段压裂试验实例灰质页岩夹致密薄砂层水平井卫68-1HF4.2.1地质概况埋深2940-3320m，井深4560m，水平段长1300m，油层厚度9-12m，孔隙度10.8%，渗透率1.110-3m2，地层温度102-122，压力系数1.2-1.4，最大主应力方向北东42.9-58.8，水平段北东200.69，裂缝与井眼呈22.9-38.8夹角。 4.2.2压裂设计压裂难点：裸眼井，缝洞发育，滤失严重，易砂堵；斜交缝，形成扭曲裂缝，近井摩阻高；易形成多裂缝，不利于缝长延伸；泥页岩与粉砂岩薄互层，主裂缝窄，砂比难提高。技术对策：小型测试压裂指导主压裂施工；增加前置液量；应用前置段塞技术；工具许可范围内增大排量，粉陶降滤；采用300-600m陶粒；优选低伤害压裂液，提高携砂能力。设计参数：11段压裂，裂缝间距80-140m，缝长160-200m，压裂液4645.5m3，粉陶39.3m3，中密度陶粒477.7m3，预测施工压力90MPa，排量3.9-7.0m3/min，平均砂比21.0%。4.2.3测试压裂对测试压裂数据进行分析得出，裂缝闭合应力73.19MPa，破裂压