吉林油田大规模压裂技术

,吉林油田大规模压裂技术应用,前言,吉林油田是典型的低孔、低渗、低丰度油气藏，勘探开发对象95%以上为低渗透储量，资源丰富但资源品质差，压裂技术是提高单井产能的重要手段。“十二五”压裂改造对象向着非常规致密油气藏领域扩展，直井多层、水平井多段是压裂技术的发展方向，高排量、高砂量、高压力大规模改造是压裂工艺的发展趋势，加快大规模压裂配套技术发展，是吉林油田中长期发展的需求。,一、资源现状对压裂技术的需求二、吉林油田大规模压裂技术发展历程三、大规模压裂配套工艺技术应用四、大规模压裂技术下步发展方向,汇报提纲,一、资源现状对压裂技术的需求,油藏资源现状石油资源量36亿吨，已探明石油地质储量14.2亿吨，探明率39.4%，剩余石油资源量21.8亿吨；“十一五”以来，待动用资源对象主要为特低渗透和超低渗透油藏；压裂技术需求加强特低渗透油藏大规模压裂技术攻关与应用；提高单井产能和长期稳产水平，满足难采储量开发要求。,已探明资源动用情况,气藏资源现状天然气资源量2.2万亿，探明天然气地质储量825亿方，探明率3.75%，剩余天然气资源量2.1万亿方；“十二五”末天然气产能规划43亿方，动用资源80%为非常规致密气藏；压裂技术需求气藏特征复杂，具有三低、三高、三多特点（低孔、低渗、低丰度，高温、高应力、高含CO2，多岩性、多储集空间、多流体类型）；提高气藏横向与纵向改造程度，发挥单井产能，保证致密气藏开发要求。,一、资源现状对压裂技术的需求,汇报提纲,一、资源现状对压裂技术的需求二、吉林油田大规模压裂技术发展历程三、大规模压裂配套工艺技术应用四、大规模压裂技术下步发展方向,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,小单元压裂2002年起步，2005年规模应用,2005-2010年水平井重大专项攻关，技术不断发展进步,横截缝,1、吉林油田压裂技术发展历程,大规模压裂技术攻关与应用之前，基本以低排量（2.0-3.5m3/min）、低砂量(30m3)、低加砂强度（1.0-5.0m3/m）压裂为主。,阶段1：以提高压裂施工成功率为目标的大规模压裂技术（2006年）,长深1-3井压裂施工曲线,初级阶段：压裂设计方法、压裂液体系、配套工具不能满足大规模压裂需求。长深1-3井，吉林油田第一口超3000米压裂井，确立保成功（支撑剂50m3）、低砂比（砂比17.5%）技术路线，压后试气获4.4104m3工业气流，揭示了致密砂岩气藏开发潜力。,井底闭合压力：59.72MPa井底闭合压力梯度：0.0169MPa/m地层闭合压力：59.0MPa井底闭合压力梯度：0.0168MPa/m地层渗透率：0.03mD近井摩阻：9.84MPa,长深1-3井压裂测试G函数曲线,长深1-3井压裂裂缝拟合参数,长深1-3井压裂测试解释参数,50m3,2、大规模压裂技术发展历程（4个阶段）,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,长深103井压裂施工曲线,发展阶段：为提高单井产能，确立大规模、长人工裂缝、高导流能力的压裂技术思路。长深103井，压裂加入支撑剂90m3，施工砂比20.5%，压后试气获9104m3高产气流，坚定了大规模提高产能思路，提升了登娄库组致密砂岩气藏产能形象。,长深103井压裂裂缝拟合参数,阶段2：以提高横向改造程度为目标的大规模压裂技术(2007年),90m3,2、大规模压裂技术发展历程（4个阶段）,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,提高阶段：为提高储层纵向动用程度，确立大规模、高砂比、分层压裂工艺技术路线。长深D1-1井，吉林油田第一口机械分层压裂深井，加砂规模175m3，裂缝纵向支撑111m，改造程度83.5%。采用6.35mm油嘴试气，油压23.6MPa，日产气量11.6万方。,完井式分层压裂管柱,长深D1-1井压裂施工曲线,封隔器逐级座封、逐级解封；双向锚定技术，保证高压、大规模施工安全性；封隔器之间建立独立正洗、反洗通道，保障后期压井作业。技术指标：耐温185；耐压差85MPa；连续高压施工10小时。,技术特点及指标,阶段3：以提高纵向改造程度为目标的大规模分层压裂技术（2009年）,2、大规模压裂技术发展历程（4个阶段）,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,837米水平段，10级压裂；累计加入支撑剂1260t，入井液4870方；单段最大加砂174t，三段加砂大于150t；最快单日施工4段；压力18.5MPa，日产气17.0万方，明确水平井+压裂开发方式；初步形成大型压裂施工工艺和现场质量控制技术。,完善阶段：2010年应用裸眼封隔器+滑套分段压裂技术，在登娄库致密砂岩气藏长深D平2井取得了矿场先导性试验成功。,阶段4：以实现“体积改造”为目标的大规模压裂技术（水平井多段）,2、大规模压裂技术发展历程（4个阶段）,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,缝网形成支裂缝,泄流面积增5倍,缝网+多裂缝转向裂缝+支裂缝,泄流面积增15倍,阶段4：以实现“体积改造”为目标的大规模压裂技术（直井缝网压裂）,应用分层压裂工艺实现储层纵向改造程度的最大化；在纵向细分层改造基础上，缝内暂堵，提高净压力，产生分支缝，实施缝网压裂；与常规压裂对比，海坨子地区缝网压裂加砂规模提高2.8倍%，单井稳产提高1.42倍；,2、大规模压裂技术发展历程（4个阶段）,二、吉林油田大规模压裂技术发展历程,汇报提纲,一、资源现状对压裂技术的需求二、吉林油田大规模压裂技术发展历程三、大规模压裂配套工艺技术应用四、大规模压裂技术下步发展方向,大规模压裂技术难点压裂设计要求高（规模优化、压力预测）施工安全风险大（地面安全、井筒安全、应急预案）现场组织协调难（工序组织、连续供砂供液组织）大规模压裂关键性技术大规模压裂优化设计技术大规模压裂工具研制大规模压裂现场施工工艺大规模压裂安全施工技术,三、大规模压裂配套工艺技术应用,为保证大规模压裂安全高效施工，提高压裂施工成功率和压裂效果，吉林油田形成了多项配套工艺技术：,加强方案论证优化，压裂规模、施工参数合理，满足地质需求,攻关火山岩降滤技术，减小天然裂缝带来裂缝复杂程度,降低系统施工压力技术，提高地面泵效,优化射孔工艺，保证裂缝有效开启及延伸,大规模压裂节点受力分析技术，保证安全高效施工,优化压裂施工地面工艺流程，提高大型压裂连续施工水平,完善地面压裂液配置系统，保证连续供液能力,优化压后管理制度，保证入井流体快速返排,压裂方案优化,压裂配套技术,连续施工工艺,安全保障措施,攻关裂缝诊断技术，建立现场快速解释模版,提高压前储层认识,加强压前风险评估，制定压裂现场组织管理和应急预案,三、大规模压裂配套工艺技术应用,1、加强压裂方案优化、裂缝监测与评价技术应用，保证设计科学性、合理性,产能模拟,大规模压裂优化设计技术储层评价与分析技术深化油藏认识，明确地质需求地应力剖面模拟技术加强地应力认识，准确预测井口压力产能模拟技术明确缝长、导流能力需求，实现规模与产能匹配裂缝模拟技术确定施工参数，保证压裂规模的实现,地应力剖面模拟,裂缝模拟图,龙深平1井水平段砂体剖面图,三、大规模压裂配套工艺技术应用,控水！,压裂测试G函数分析曲线,压前裂缝诊断技术确定近井摩阻、闭合压力梯度、滤失系数和当量微裂缝4个特征参数，指导主压裂大型压裂实时监测与评价井下微地震、地面倾斜仪、大地电位法测试，确定裂缝方位和展布，为新井布井、压裂设计提供依据射孔工艺优化技术确定射孔部位、参数和厚度，减少裂缝复杂程度,地面倾斜仪测试技术,定排量下孔径与孔眼摩阻关系,井下微地震实时监测技术,三、大规模压裂配套工艺技术应用,1、加强压裂方案优化、裂缝监测与评价技术应用，保证设计科学性、合理性,2、加强压裂液材料研究，满足高温高压油气藏大规模压裂携砂性能,超高温压裂液技术形成120-150-180三套压裂液体系，满足不同埋深油气藏压裂改造需求，长深10井矿场应用194低残渣压裂液技术浓度低、固相残渣少、管程摩阻低，有利于大规模压裂施工，减少裂缝导流能力伤害生物酶破胶技术破胶液分子量小、粘度低，有助压裂液返排,不同压裂液体系岩心驱替对比图,生物酶破胶性能曲线,超高温压裂液耐温性能曲线,三、大规模压裂配套工艺技术应用,羧甲基压裂液,羟丙基压裂液,3、加快压裂工艺技术配套，提高大规模压裂施工成功率,多级前置砂塞裂缝处理,火山岩综合降滤技术固相降滤结合液相降滤，提高液体效率降低系统施工压力技术低摩阻液体、管柱优化，提高泵效复杂裂缝处理技术多级砂塞，降低裂缝扭曲摩阻压后快速返排技术压裂液返排软件优化放喷时间、流量及压力,套管压裂工艺技术,减阻剂性能指标,固相降滤剂优选,三、大规模压裂配套工艺技术应用,（2）井筒安全保障措施,活塞效应变形,温度效应变形,鼓胀效应变形,弯曲效应变形,井筒内套管、工具活塞、温度、鼓胀、弯曲四个效应,井筒安全校核,三、大规模压裂配套工艺技术应用,5、精细制定安全施工保障措施，保证大规模压裂安全可控高效施工,节点受力分析技术压裂管柱、连接扣受力分析;悬挂封隔器回接密封总成受力及位移分析;压裂井口受力分析;压裂管柱和井口冲磨蚀分析技术,（1）践行体积压裂技术理念，追求致密砂岩气藏大规模压裂和产能的突破,通过建立地质模型，结合4个流动单元的储层特征，优化段数和压裂规模，重点提高端部和趾部压裂规模；根据测井、录井资料，确定10级压裂，每段间距66-156米；优化施工参数，重点提高压裂液效率，减少储层伤害。,日产量34x104m3/d,三、大规模压裂配套工艺技术应用,6、大规模压裂现场应用井例长深D平2井,（2）超前介入、精细论证完井施工设计，是完井压裂一体化工艺成功的基础,依据井斜数据及技套固井质量确定悬挂器位置，确保压裂施工及后期生产安全性；依据储层横向岩性、物性和含气性，确定压裂段数及喷砂口位置，确保压裂效果；结合井壁稳定性及井眼扩大率，确定裸眼封隔器坐封位置，确保工艺可靠。,实钻井径,三、大规模压裂配套工艺技术应用,6、大规模压裂现场应用井例长深D平2井,（6）压裂施工效果,单井10段压裂，加入支撑剂838方；单段最大规模116方，三段规模超过100方；单日最高加砂324.4方，单日最大施工4段；平均砂比34.4%，最高加砂1.8方/分；水平井裸眼完井压裂的技术优势：套管压裂降低4000米管程摩阻20MPa；裸眼完井消除了固井完井近井摩阻，滑套压裂减少了射孔孔眼摩阻，共10MPa。,三、大规模压裂配套工艺技术应用,6、大规模压裂现场应用井例长深D平2井,长深D平2井压后采气曲线,创造地区三项最高记录：改造程度高(838方支撑剂）生产压力高(最高32MPa）地区产能高(最高30.5万方）,长深D平2井压后测试：8mm油嘴，油压19.65MPa，日产气18.1104m3/d，日产液8.28m3，计算无阻流量50104m3以上；目前5-套管、8mm油嘴生产，油压16.4MPa，日产气9.2104m3/d，日产液4.6m3，截至2011年3月13日，累计产气2585104m3；长深D平2井压后产量超过方案设计水平，稳产为周围直井4-5倍。,三、大规模压裂配套工艺技术应用,（6）压裂施工效果,6、大规模压裂现场应用井例长深D平2井,矿场应用情况通过大规模压裂技术的攻关与应用，在深层致密油气藏领域取得了突破性进展，相继发现了长岭断陷、英台断陷2个千亿方火山岩气藏储量区，并展示了伊通盆地基岩潜山气藏和深层外围碎屑岩气藏良好的勘探开发前景。,三、大规模压裂配套工艺技术应用,汇报提纲,一、资源现状对压裂技术的需求二、吉林油田大规模压裂技术发展历程三、大规模压裂配套工艺技术应用四、大规模压裂技术下步发展方向,四、大规模压裂技术下步发展方向,1、国外大规模压裂技术现状,（1）美国非常规气藏“体积改造”设计理念及成功开发改变全球天然气供需格局。,美国页岩气产量飞跃式上升，得益于水平井改造技术的大规模应用；利用水平井、多簇多段压裂能够最大限度提高储层的改造体积；页岩气、致密气、致密油等非常规油气藏，最大限度的提高储层泄油、气面积是提高产能的关键地质需求大规模压裂技术。,启示：,四、大规模压裂技术下步发展方向,复合桥塞,耐温177C耐压差70MPa,排量10m3/min以上；低摩阻滑溜水压裂液，每段液量1000-1500m3；每段支撑剂量100-200吨；以40/70目支撑剂为主，平均砂比3-5%。,连续混配设备,实施监测,连续输砂设备,（2）国外实现致密油气藏“体积改造”最大化的有效做法及手段,1、国外大规模压裂技术现状,核心技术1：水平井复合桥塞多段多簇压裂大型滑溜水实时监测技术,四、大规模压裂技术下步发展方向,促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积（SRV）实施方法：同步压裂2套车组同时压裂交叉式压裂2口井，1套车组、配合射孔等作业，交互施工、逐段压裂应用效果：提高初始产量和最终采收率减少作业时间、设备动迁次数，降低施工成本平均产量比单独压裂可类比井提高21-55%,核心技术2：工厂化”作业，高效施工组织运行模式。,（2）国外实现致密油气藏“体积改造”最大化的有效做法及手段,1、国外大规模压裂技术现状,四、大规模压裂技术下步发展方向,2、吉林油田致密油气藏特点及大规模压裂技术差距,吉林油田与国外气藏特征对比,差异,工具与工艺手段差距：近年来在深井超深井、直井分层、水平井分段压裂技术方面取得了一定的进步，在常规油气井增产措施中发挥了主要作用；但在直井压裂层数、水平井压裂段数、分段体积改造上存在较大差距；硬件施工设