低渗透气井重复压裂工艺技术研究与应用
何先君1
蒋建勋1
张建涛1
王 淼
2
(11西南石油大学石油工程学院 21中国石油南阳销售分公司)
摘 要 在低渗透气井中,一些井压裂后产量下降明显,为提高气井的生产效果,研究了低渗透气井的重复压裂问题。通过对重复压裂造缝机理的研究,分析出气井初次裂缝、储层孔隙压力等因素对储层应力场的影响,以及重复压裂裂缝重定向的可能性。同时对初次压裂失效的原因进行分析后,对气井重复压裂的压裂液、支撑剂进行了优选,对重复压裂气井的裂缝半长和施工参数进行了优化,从而完善了对气井重复压裂的优化设计。低渗透气井重复压裂工艺技术的发展,将丰富低渗透气藏储层改造的手段,提高低渗透气藏储量的动用程度。图3表1参6
关键词 低渗透气井 重复压裂 优化设计 工艺技术
近年来,随着能源价格上涨,低渗透气藏开发也提上了日程,大量的低渗透气井在初次压裂后,由于受到各种因素的影响,导致气井的压裂裂缝失效。为了进一步提高低渗透气井的生产效果,进行了气井的重复压裂研究。通过对气井重复压裂机理的研究,分析了储层产生裂缝的形态,从而改善气体的流动空间,增加了气井的控制储量。针对气井重复压裂技术与油井的差别,在重复压裂选材方面进行了优化,减轻在重复压裂增产措施过程中对储层的伤害。
1 压裂气井失效原因分析
气井在压后生产一段时间后,由于低渗透气藏
储层的地质特征、初次压裂规模和压裂材料的影响,产量急剧下降,最终导致初次增产措施失效。采用试井分析方法评价低渗透气藏压裂效果,估算裂缝长度和裂缝导流能力,结合气井生产动态进行了分析,得到气井增产失效原因有:
(1)首次压裂施工规模受当时压裂条件的影响,在储层中形成的有效支撑缝长和裂缝导流能力达不到设计要求,或者压裂较成功,但随着气井生产,裂缝控制范围内地层能量明显下降(虽然裂缝控制范围外有可观的未动用储量)。
(2)压裂液选择不合适,由此造成压裂液的大量滤失,直接或间接地损害储层流体流动通道,增
加低渗透气藏天然气的流动阻力。此外,压裂液大量滤失会造成早期脱砂,影响裂缝的延伸。
(3)支撑剂强度不够,在裂缝闭合的时候被压碎;支撑剂浓度低且铺置不合理,导致有效支撑作用差。
2 气井重复压裂造缝机理研究
从力学的观点看,裂缝总是产生于强度最弱、抗张力最小的地方。对于天然裂缝不发育的储层,水力裂缝面总是垂直于最小主应力方向(图1),设初次裂缝的方向为x 轴,垂直于裂缝方向为y 轴,σH 为水平最大主应力,σh 为水平最小主应力,则x 轴方向产生的应力σx 与σH 平行,y 轴方向产生的应力σy 与σh 平行
。
图1 坐标系和初次裂缝、应力的关系
初次压后地应力的分析,是重复压裂井裂缝起
裂和延伸的基础。储层压后地应力受储层原地应
力、水力裂缝诱导应力Δσf (x,y,t )、地层孔隙压力
作者简介 何先君,男,1982年出生,四川郫县人;西南石油大学油气田开发专业在读硕士,研究方向采油采气工程及油气增产技术。地址:(610500)成都市新都区西南石油大学研究生院硕士06(1)班。电话:138********。E -mail:hoke -820601@1631com
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73? 第32卷 第2期 天然气勘探与开发 开发试采
诱导应力Δσρ(x,y,t )、地层温度诱导应力等多种应力Δστ(x,y,t )共同影响。重复压裂前应力变化如
式(1)、
(2)所示:Δσx (x,y,t )=Δσxf
(x,y,t )+Δσxp (x,y,t )+ΔσxT
(x,y,t )(1)Δσy (x,y,t )=Δσyf
(x,y,t )+Δσyp (x,y,t )+
ΔσyT
(x,y,t )
(2)
利用多孔弹性模型来估算孔隙压力对地应力的
影响:
σh =(v 1-v )σz +(1-2v
v
)P s +x (3)
孔隙压力在裂缝方向减少会直接产生水平应力降低,当原有最小应力和最大主应力大小发生转变时,根据最小主应力原理,当人工缝面应力σh +Δσy (x,0,t )≥σH +Δσx (x,0,t )时,重复压裂裂缝重定向。当x =0代表在井眼处重新定向,否则代表在初次裂缝的某点x 处产生新裂缝。重复压裂裂缝延伸过程中,诱导应力迅速下降,应力场恢复初始状态,则在距井筒一定距离处裂缝沿初次裂缝方向延伸。
3 气井重复压裂优化设计
311 重复压裂方式选择
气井重复压裂的方式有延伸原有裂缝、层内压出新裂缝和改向重复压裂三种。影响这几种压裂方
式的主要因素在于储层的层位和该层位的应力分布。根据上述机理研究,可以通过两次压裂前储层的最大最小主应力的差值来确定最终是否造新缝。312 压裂材料优选
(1)压裂液优选气井重复压裂过程中控制好压裂液的滤失是压裂成败的关键,因为初次压裂后储层存在人工裂缝会导致储层的滤失面积增大,从而造成气藏储层的水敏性伤害,极有可能造成水锁现象。对于低渗透气藏,水锁现象导致储层的含水率升高,最终导致气相对渗透率降低,影响储层的增产效果。
针对低渗透气藏的工程地质特征进行压裂液优选:①滤失小;②具备好的流变性,压裂施工后方可迅速降粘与返排;③选择无残渣或残渣少的压裂液;④压裂液与储层配伍性好,不会在储层中形成固相沉淀。
(2)支撑剂优选
选择恰当的支撑剂是获得更长的有效支撑裂缝的基础,从而保证压裂效果,提高生产效果。支撑剂
的粒径、密度、浓度等因素都会影响其在压裂过程中沉降。单个支撑剂粒子在静态液体中的沉降速度如下式所示:
C D =3(ρs -ρf )gd p
ρf v 2
t
(4)式中:
C D —沉滑系数;g —重力加速度;d p —粒子直径;
v t —粒子最终沉降速度;
ρs —支撑剂密度;ρf —
流体密度。从上式可得,滑降系数随支撑剂密度、粒径的增大而增大。此外支撑剂的粒径越大,分选越好,破碎率越低,其形成的裂缝的导流能力越好。在压裂施工工艺优化设计中,为使支撑剂输送得更远,扩大压裂有效半径,使用低密度、小颗粒支撑剂。同时为改善压裂气井近井地带的导流能力而采取尾部追加较大颗粒的支撑剂。313 施工参数优化
裂缝长度受控于储层中天然裂缝状态、有效渗透率、地应力状态与井的对应关系。这些因素都是不可控制的因素,压裂过程中通过压裂规模、注液量、加砂量等可控因素能够控制形成裂缝的长度。优化裂缝长度的技术思路是通过研究裂缝长度与经济收益、费用和净现值的变化关系,以此来进行最佳裂缝长度的选择。通过气藏模拟、裂缝模拟和经济模型进行优化计算,得到压裂费用和压后产量与支撑缝长的关系。根据以上关系,再结合经济评价的方法得到支撑缝长与净现值的关系,即可以得到最大净现值时最优的支撑缝长。最优缝长的确定如图2
。
图2 最优化支撑缝长确定方法
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83?开发试采 天然气勘探与开发 2009年6月出版
确定压裂裂缝长度后,就可以对施工排量、砂比等施工参数进行优化,从而获得理想的压裂效果。
(1)通过对施工排量与裂缝高度关系的研究后,确定施工排量的上限,通过地层的最大吸液量,确定施工排量的下限。考虑摩阻和地面施工设备最终确定合理的施工排量参数。
(2)加砂的比例关系到形成最终支撑裂缝带的形状,形成斜坡式的支撑带需要采用逐渐增加的加砂程序。最终的砂比和压裂液用量通过裂缝延伸模拟确定。
4 气井重复压裂实例分析
川内某低渗透气藏中某气井初次压裂后,获无
阻流量7128×104m 3
/d,受初次压裂规模较小的影响,复压前产量下降为012×104m 3
/d 。初次压裂后有效支撑缝长约为50m ,并且储层诱导应力小于初次压裂的诱导应力,重复压裂以延伸原有裂缝,提高裂缝的控制储量为主。
根据气井复压的优化设计方法进行分析:经过室内实验优选了低温快速破胶压裂液,该压裂液具有防腐、快速破胶、滤失小的特点。结合气藏闭合压力低和保持长期的高导流能力优选兰州石英砂作支撑剂。根据水力压裂设计的裂缝延伸模拟和生产动态预测进行模拟计算后,获得以下三种复压方案:
方案123压裂液(m 3)6080110支撑剂(m 3)101520支撑半长(m )93110130累积产量(104
m 3
)
255
330
350
根据经济优化缝长的方法得到压后净现值和支撑裂缝的关系如下
:
图3 经济优化支撑裂缝半长图
根据以上的优化设计后,选用方案2进行重复压裂,对施工参数优化后,确定施工排量为(118～
210)m 3
/m ,平均砂比为33%,施工压力(7～11)MPa 。加砂程序经过室内实验采取了10%—20%—25%—30%—35%—40%的线性加入方案,尾部追加大颗粒的石英砂。
复压后井口压力比压前上升了1MPa,稳定保持在313MPa 左右,裂缝最大延伸长度为139m ,压后采取了气举等助排措施,压裂液返排率达到
8112%。最终气井产量增加到2157×104m 3
/d,复压增产效果非常显著,增产倍比达到1218,达到了气井增储、增产的目的。
5 结论
(1)重复压裂技术在低渗透气井储层增产改造
的成功运用,提高了低渗透气藏储量的动用程度,为低渗透气井的增产提供了新的思路。
(2)对于低压、低产气井的压裂增产改造,压裂液优化设计尤为重要,通过实际井的验证,压裂液最好选择低滤失压裂液,并结合助排措施,提高压裂液的返排率。
(3)对气井重复压裂的压裂缝长、压裂材料和施工参数进行最优化设计,对提高压裂气井产能和措施的投资回报率至关重要。
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(收稿日期 2009-02-21编辑 王晓清)
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93? 第32卷 第2期 天然气勘探与开发 储运与化工
NAT URAL G AS EXP LORATI O N&DEVELOP MENT/June,2009
ABSTRACT:The maj or p r oducing f or mati on of Dayi condensate gas reservoir is Da’a nzhaiM e mber of Lower Jurassic Ziliujing For ma2 ti on.It is an elastic-driven fractured condensate gas reservoir.During the later stage of devel opment,the f or mati on p ressure becomes l ower and l ower,and the capacity of condensate oil carried by gas gets weaker and weaker.Some of wells can not be put int o p r oducti on because of seri ous accu mulati on in wellbore which brings large wellhead p ressure dr op f or wellhead.Thr ough the analysis of the shut2 down wells in this reservoir,this paper describes t w o key points of p r oducti on recovery for those wells:(1)the p ressure gradient of wellhead fluid colu mn should be reduced;(2)enough bott om-hole power.According t o the analysis,a shut-in has been i m p le men2 ted p ri m arily t o recover the f or mati on p ressure.Then,casing p ressure gas with higher p ressure is put i m mediately int o tubing.The gas decreases the accu mulati on height and makes big disturbance in wellbore t o m ix natural gas and condensate oil intensively until f oa my. The foam-p r oduced fl ow can reduce the p ressure gradient s o that the accu mulati on can be discharged.Therefore,the treat m ent has been app lied efficiently t o the shutdown wells t o recover p r oducti on.
KE Y WO R D S:accu mulati on of gas well,gas lift induced fl ow,condensate gas reservoir,shutdown well due t o accu mulati on
RESEARCH O N REFRACTUR I NG TECHN I QUE I N LOW-PER M EAB I L I TY GAS W ELL S AND ITS APPL I CAT I O N
HE Xianjun1,J I A NG J ianxun1,ZHANG J iantao1and WANGM iao2(1.School of Petr oleu m Engineering,South2 west Petr oleu m University;2.Petr oChina Nanyang O il Sales B ranch Company).NAT URAL G AS EXP LORATI O N&DE VE L2 OP ME NT.v.32,no.2,pp.37～39,6/25/2009
ABSTRACT:Due t o a fast p r oducti on decline after fracturing l ow-per meability gas wells,refracturing should be carried out t o i m2 p r ove an exp l oitati on result.The study on j oint-for m ing mechanis m of refracturing shows the effect of initial fracture and pore p ressure of reservoir on stress field as well as the possibility of re-orientati on after refracturing.Based on the reas on analysis of failure p ri m ary fracturing,the fracturing fluid and p r oppant of refracturing were op ti m ized,the half-length of fracture and constructi on para meters were als o op ti m ized f or the op ti m u m design of refracturing wells.The devel opment of refracturing technique will enrich the devel opment method and i m p r ove the p r oducing degree in l ow-per meability gas wells.
KE Y WO R D S:l ow-per meability gas well,refracturing,op ti m u m design,technique
RESEARCH O N ANT I-CHANNEL I NG PERFO R M ANCE O F LOW-D ENS I TY AND I M2 PERV I O US LATEX-CE M ENT S L URRY
ZHAO L in1,ZHOU Dalin2,3MA Chao2,3,Y AN Rui4and L I Yue m in4(1.Postgraduate School,Yangtze Univer2 sity;2.Key Laborat ory of O il/gas D rilling and Pr oducti on Engineering,Hubei;3.School of Petr oleu m Engineering,Yangtze University;4.Kara may D rilling&Pr oducti on Technol ogy Research I nstitute,C NPC Xibu D rilling Engineering Company L i m ited). NAT URAL G AS EXP LORATI O N&DEVELOP MENT.v.32,no.2,pp.40～42,6/25/2009
ABSTRACT:A l ow-density and i m pervi ous latex-cement slurry has devel oped f or W ucai w an B l ock in Ludong of Xinjiang where the f or mati on p ressure coefficient is l ow and the l ost circulati on and gas channeling are seri ous.Evaluati on of anti-gas-channeling perf or mance indicates that the latex-ce ment slurry has a little water l oss and short thickening ti m https://www.doczj.com/doc/a95753951.html,pared with the conventi onal ce ment paste,the f or med ce ment paste of latex ce ment slurry has a greater ce menting strength,a s maller brittle coefficient,a high i m2 pact resistance,a slight volu me expansi on and a l ow anti-channeling coefficient.A comp rehensive evaluati on shows that latex-ce2 ment slurry has a good anti-channeling perf or mance.
KE Y WO R D S:l ow density,i m pervi ous,cement slurry,anti-channeling perf or mance
TECHNOLO GY O F W ELL-CO NTROL FL U I D W I THO UT FREE W ATER AND ITS AP2 PL I CAT I O N
LOU Tieqiang1,NAN Chang m ing2,XU Tianp ing2,Y U Xiaojie2and J I Guojun3(1.Petr oChina Tuha O il2 field Company;2.Engineering Technol ogy Research I nstitute,Petr oChina Tuha O ilfield Company;3.Exp l orati on D ivisi on,Petr oChi2 4