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川南深層頁巖氣水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

來源:西安閃光能源科技有限公司         發(fā)布時間:2020-07-28

 

針對川南深層頁巖氣水平井壓裂技術(shù)不成熟、關(guān)鍵參數(shù)不合理、壓裂后單井產(chǎn)量低的問題,在綜合分析已壓裂井壓裂效果的基礎(chǔ)上,結(jié)合川南深層頁巖儲層地質(zhì)工程特點,以提高復雜縫網(wǎng)程度、增大裂縫改造體積、維持裂縫長期導流能力為核心,通過室內(nèi)試驗評價與數(shù)值模擬相結(jié)合的方式,優(yōu)化了壓裂工藝和關(guān)鍵參數(shù),形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑、大規(guī)模高強度改造”為主的深層頁巖氣水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)。在Z3 井應用該技術(shù)后,獲得了21.3×104 m3/d 的產(chǎn)量,較同區(qū)塊未用該技術(shù)的井提高1 倍以上;除此之外,在川南深層頁巖氣水平井應用該技術(shù)獲得了多口高產(chǎn)氣井,說明該技術(shù)有較好的適應性,可推廣應用。川南深層頁巖氣水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)的成功應用,為川南3 5004 500 m 頁巖氣資源的有效動用奠定了基礎(chǔ)。

1 深層壓裂難點及現(xiàn)有技術(shù)的不足

1.1 深層壓裂技術(shù)難點

深層頁巖氣在川南大面積連片分布,深層與中深層(五峰組—龍馬溪組)頁巖氣儲層主要地質(zhì)參數(shù)、工程參數(shù)的對比結(jié)果分別見表1、表2。對比可知,川南深層頁巖氣儲層品質(zhì)較好,具有高楊氏模量、低泊松比特征,頁巖脆性較好,有利于體積壓裂。但隨著埋藏深度增加,溫度和壓力增大:閉合應力普遍為80~95 MPa,應力差增大到15~25 MPa,導致復雜縫網(wǎng)的形成難度加大;同時,巖石抗壓強度值顯著增大,壓裂施工難度增加;地層溫度普遍在120~150 ℃,部分區(qū)域達到150 ℃以上,對配套設(shè)施設(shè)備提出了更高要求。

表1 川南深層與中深層(五峰組—龍馬溪組)頁巖氣儲層主要地質(zhì)參數(shù)對比

表2 川南深層與中深層(五峰組—龍馬溪組)頁巖氣儲層主要工程參數(shù)對比

1.2 現(xiàn)有技術(shù)的不足

中國石油于2009年開始在川南富順—永川區(qū)塊與國外公司進行頁巖氣聯(lián)合評價開發(fā),主要目的層為五峰組—龍馬溪組,實施井平均埋深約3 650 m,壓裂后井均測試產(chǎn)量僅12×104 m3/d左右,井均估計最終可采儲量(estimated ultimate recovery,EUR)為0.24×108 m3/d,效果不理想,未能實現(xiàn)效益開發(fā)。結(jié)合川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂施工參數(shù)(見表3),分析可得壓裂工藝主要存在有4方面的不足:完井管柱及井口裝置不能滿足高壓大排量施工。已實施井以Φ127.0 mm套管為主要完井管柱,井口裝置及高壓管線均采用105 MPa壓力等級,現(xiàn)場施工排量普遍較低(一般在7.5~12.0 m3/min),施工泵壓高(普遍為90~95 MPa),未實現(xiàn)大排量延伸裂縫、增大改造體積的目的。單段改造規(guī)模小,導致形成復雜縫網(wǎng)的物質(zhì)基礎(chǔ)不足。單段液量規(guī)模小,用液強度低,普遍在9~15 m3/m,單段規(guī)模為800~1 500 m3,形成較大裂縫改造體積的物質(zhì)基礎(chǔ)不足;低排量與小規(guī)模的不利影響相互疊加,進一步加劇了壓裂改造體積小的問題。

分段長且射孔簇數(shù)少,不利于簇間資源充分動用。分段段長普遍大于100 m,段距普遍大于30 m,無法充分發(fā)揮壓裂過程中的應力干擾作用,簇間裂縫復雜程度不高,無法充分實現(xiàn)段間資源的充分動用。

以高黏液體為主要壓裂液不利于造復雜縫網(wǎng)。為維持深層高閉合壓力條件下的裂縫導流能力,大量采用膠液甚至凍膠攜砂提高加砂量,膠液比平均達到54%,最高可達88%,這樣雖然提高了加砂量,使加砂強度平均達到近1.4 t/m,但高黏液體不利于在高脆性儲層造復雜縫網(wǎng)。

表3 川南深層已壓裂頁巖氣水平井的壓裂工藝參數(shù)

2 體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

近年來,隨著非常規(guī)油氣尤其是頁巖氣的規(guī)模開發(fā),體積改造技術(shù)蓬勃發(fā)展。針對上述川南深層高應力及高應力差頁巖儲層特征,認為應開展工藝優(yōu)選和參數(shù)優(yōu)化,提高裂縫復雜程度、擴大裂縫波及體積、維持裂縫長期導流能力,以實現(xiàn)體積壓裂并提高有效性,從而達到效益開發(fā)的目的?;诖?,研究形成了以“密切割分段+短簇距布縫、大孔徑等孔徑射孔、大排量低黏滑溜水加砂、高強度小粒徑組合支撐劑、大規(guī)模高強度改造”為核心的深層頁巖氣水平井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 “電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝

當前國內(nèi)深層頁巖氣勘探開發(fā)尚處于起步階段,施工經(jīng)驗不足,應選擇成熟可靠的工藝進行作業(yè),以確保施工成功為首要條件。

為降低壓裂施工中的井筒摩阻、滿足大排量施工需要,汲取早期經(jīng)驗教訓,川南深層頁巖氣水平井主要以?139.7 mm 套管為完井管柱。

以北美為代表的頁巖油氣在開發(fā)過程中,“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝占有主導地位,工藝成熟;川南中深層頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)過程中,該工藝也已成熟應用。因此,“電纜泵送橋塞+分簇射孔”工藝是川南深層頁巖氣水平井壓裂作業(yè)的首選。

受垂深增大的影響,深層頁巖氣水平井斜深普遍在5 500 m 以上,部分井的斜深甚至超過6 000 m,給連續(xù)油管作業(yè)帶來挑戰(zhàn)。首段壓裂通道的建立,成為深層頁巖氣水平井需要特別重視的環(huán)節(jié)。對于地層傾角不大且井眼軌跡光滑的井,或者下傾井,仍可選擇連續(xù)油管進行首段射孔作業(yè),下入過程中可配合使用金屬減阻劑,延伸下入深度;對于井眼軌跡不夠平滑或者上傾井眼軌跡,連續(xù)油管無法滿足首段射孔要求,可考慮采用套管啟動滑套或電纜帶爬行器建立首段通道。

2.2 密切割分段+短簇距布縫

增加單井水平段裂縫條數(shù)、縮短裂縫間距可增強應力陰影效應,利用應力干擾可促使裂縫更加復雜,該方法正成為當前提高頁巖氣單井產(chǎn)量的普遍做法??偨Y(jié)北美頁巖氣水平井壓裂分段分簇的變化趨勢,發(fā)現(xiàn)其正朝著段長更短、簇數(shù)更多的方向發(fā)展:以Haynesville 為例,2011 年分段長度主要在90~120 m,簇間距20~30 m;2012 以后段間距和簇間距逐年縮短,2016 年主要段間距30~60 m,簇距6~15 m,且50~60 m 段長的普遍采用暫堵轉(zhuǎn)向工藝。川南中深層采用“密切割分段+短簇距布縫”工藝后,單井產(chǎn)量和EUR得到了提高,多口井的測試產(chǎn)量超過40×104 m3/d,證明該工藝對川南高應力差頁巖儲層具有適應性。深層頁巖氣區(qū)塊的應力差較中深層更大,大型物模試驗結(jié)果表明,同等條件下,隨著應力差變大,裂縫復雜程度降低,裂縫形態(tài)由發(fā)散狀逐漸變?yōu)闂l束狀,這將導致單縫的覆蓋寬度變窄。因此,采取縮短簇距、縮小氣體由基質(zhì)向裂縫的流動距離、減小單縫與單縫之間未充分改造區(qū)域,是提高單井產(chǎn)量和儲量動用率的必要途徑。為保證段內(nèi)各簇均勻起裂,當前主要以3 簇為主,單段長度5055 m。為提高裂縫復雜程度,在部分段配合使用暫堵轉(zhuǎn)向工藝。

2.3 大孔徑等孔徑射孔

深層頁巖儲層巖性致密、應力高、抗壓強度大,導致施工破裂壓力高、難度大,降低破裂壓力和施工壓力對提高壓裂成功率非常關(guān)鍵。在相同注入條件下,射孔孔眼直徑與孔眼摩阻成負相關(guān)關(guān)系。增大射孔孔眼直徑,可以降低破裂壓力和施工難度,對深層頁巖氣壓裂施工有重要意義。

另外,在水平井進行分簇射孔作業(yè)時,射孔管串受重力作用的影響,在套管內(nèi)不能完全居中;常規(guī)射孔存在套管上射孔孔眼大小不規(guī)則的缺陷——貼近套管壁一側(cè)的射孔孔眼尺寸大,遠離套管壁的一側(cè)射孔孔眼尺寸小,大小不一的射孔孔眼,會影響各射孔孔眼的液體注入量,進而影響壓裂施工和改造效果。如采用等孔徑射孔工藝,因套管上各射孔孔眼的大小基本一致,能有效降低這種影響。為深入研究不同射孔工藝對射孔孔眼帶來的影響,選用?89 mm 射孔槍對?139.7 mm 的套管進行射孔模擬試驗,結(jié)果見表4。

 表4 常規(guī)射孔彈與等孔徑射孔彈射孔參數(shù)對比

 

由表4 可知,相比常規(guī)射孔工藝,等孔徑射孔工藝在套管壁上的射孔孔眼直徑基本一致,孔徑偏差率(孔徑標準偏差與孔徑平均值的比值)僅3.53%,遠低于常規(guī)射孔工藝的20.42%,說明孔徑射孔工藝有助于各射孔孔眼均勻進液,確保改造效果...................

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