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致密砂岩油气藏开发技术作者：刘国良朱丽君李朋来源：《科技资讯》2015年第15期摘要近年来，随着油气藏开采水平的提高，致密砂岩油气藏的勘探开发成为关注的焦点。
由于致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、粘土矿物类型丰富和岩性致密等特殊的地质特征，导致此类油气藏经济高效开发难度大。
虽然在国内外已有成功开发致密油气藏的先例，但目前对于致密砂岩油气藏的开发技术还未形成统一的认识。
本文对目前致密砂岩油气藏的开发技术进行了分析，希望借此文章达到对致密砂岩储集层开发技术能有一个较为明确的认识。
关键词致密砂岩；油气藏；开发技术中图分类号：TE34：P61 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）05（c）-0000-001引言目前国外所开发的大型致密砂岩气藏以深盆气藏为主，主要集中在加拿大西部和美国西部。
全球致密油资源量约为6900×108t；根据中国国土资源报（2014/1/9）公布的全国油气资源动态评价的结果，我国剩余天然气资源62×1012m3，其中非常规致密天然气资源量占天然气总资源的50%左右。
我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠开采低渗透油气藏，致密砂岩油气藏是低渗透中重要的一种。
随着勘探程度的提高和油气资源需求的不断增长，对致密砂岩油气藏的开发将是中国油气开发建设的主战场之一，所以研究致密砂岩油气藏显得至关重要。
2致密砂岩油气藏的特点致密砂岩油气藏由于储层致密，油气逃逸速度低于生烃和排烃速度，原生油气藏均为高压油气藏，其油气水的关系十分复杂，这类油气藏当中都有一定程度天然裂缝的发育。
在对此类油气藏进行开发的过程中，往往出现以下特征：①不高的水驱动用程度；②油井动液面出现较低，采油井底流压太小；③采油速度降低很快；④地层压力降低很快。
3致密砂岩油气藏开发技术3.1多段压裂水平井技术多段压裂水平井技术结合了水平井技术和人工压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。
项目名称：大型致密砂岩气藏高效评价开发一体化关键技术及工业化应用主要完成单位：中国石油大学（北京）、中国石化西南油气油田分公司 、中国石化华北分公司、北京石大油源科技开发有限公司主要完成人：王志章, 刘成川, 刘忠群, 曹思远, 韩秀梅, 黎平, 高青松, 张国印, 刘绪刚, 黎化继, 秦学菲, 冉令波, 陈奎, 葛中伟, 王鹏项目简介：大型致密砂岩气藏高效评价开发一体化关键技术及工业化应用是国家十一五重大专项东部盆地深层砂岩输导体预测及定量表征、大牛地气田多层叠合岩性气藏描述；十二五重大专项致密砂岩气藏地球物理识别方法及评价技术（2011ZX05008-004-64）、大牛地气田（大66）致密砂岩气藏描述及预测（2011ZX05045）；中石化西南分公司新场气田、川西凹陷，中石化华北分公司大牛地气田，中石油长庆油田公司苏里格气田致密砂岩油气重点研究项目成果的集成与总结。
研究成果以实现扩大勘探开发领域、致密砂岩气藏高效评价开发技术为目标，建立了完善的理论技术创新体系，有效解决大型复杂致密砂岩气藏从油气田评价、开发地质到气藏工程的基础理论、前沿应用技术到工业化应用的关键技术，重点突破大型致密砂岩气藏高效评价与开发的技术关键，取得如下创新性成果：1. 提出了基于“皮尔森体系”独立分量分析实现信号去噪的方法以及基于HHT的点谱白化的高分辨率处理方法，在数学跟石油勘探之间搭起了一座桥梁。
薄层识别符合率由传统的60%，提高到85%。
随着开采技术的不断提高和社会生活对石油需求量的不断增长，人类对石油勘探技术提出了更高的要求。
常规的地震资料的去噪方法已经越来越不能满足高精度数据处理的需要。
通过多年实践研究，并基于“皮尔森体系”已有的相关知识，创新性地提出了“基于‘皮尔森体系’独立分量分析地震去噪”的方法，并获得了国家发明专利。
在本项专利中提出的解决方案，既无须大量的观测样本，也无须信号的先验信息，就可实现信号与噪声的有效分离；过程简单、计算速度快、应用方便灵活。
致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考王鑫发布时间：2021-07-01T10:10:27.490Z 来源：《基层建设》2021年第9期作者：王鑫[导读] 摘要：砂砾岩是一种含砾成分较高的砂岩，也称为含砾砂岩，国内外一般是将砾岩、砾状砂岩等粗碎屑岩为主的油气藏统称为砂砾岩油气藏。
广西恩品工程设计咨询有限公司广西南宁 530000摘要：砂砾岩是一种含砾成分较高的砂岩，也称为含砾砂岩，国内外一般是将砾岩、砾状砂岩等粗碎屑岩为主的油气藏统称为砂砾岩油气藏。
致密砂砾岩油藏具有储层物性差、非均质性强、储层展布规律复杂等特点。
从国内外致密油气开发积累的经验来看，进行地质工程一体化研究，使地质认识和工程实践最大限度地紧密结合，能够更有效挖掘各个开发环节的效益。
关键词：致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考引言地质工程一体化本质上是一种技术管理模式，其核心是实现地质、工程跨学科、跨部门多元协作，实现快速高效科学决策与实施。
成功的地质工程一体化项目，往往具备一支多学科扁平化、高效一体化的团队，具有现场作业协同化运作机制和地质工程一体化工作平台，从而降低工程风险、提高工作效率，增加经济效益。
1工程地质学和地质工程学简述工程地质是一门基于应用方案的学科，其基础是对建筑工程地质条件的研究以及工程分析的原则和方法。
分析、预测、预测石油和天然气勘探开发前后的地理分布、应力、石料、三压特性和技术影响及变化，研究地质质量和环境条件，并为钻井、石油钻井等开发设计开发项目。
地质工程是一门工程科学，它研究和解决了工程地质和岩性的地质问题，解决了地质、设计和施工偏差等领域的实际工作问题。
地质科学侧重于地质构造和地质背景相关的岩土工程问题。
本组织与地质、地质、地球物理、数据处理技术等方法合作，开发地质结构，利用地质材料进行建筑，开发或保护地质结构的施工环境，并通过现代施工技术支持经济。
在实践中，地球工程和工程促进发展，特别是在信息时代，促进发展的一体化。
文章编号:1673-8217(2011)01-0134-03致密砂砾岩气藏储层改造关键技术研究付育武,马 飞,杨 逸,宋燕高(中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川德阳618000)摘要:致密砂砾岩气藏储层由于岩性复杂、非均质性强,加砂压裂时面临易产生多裂缝及施工难度大等难题。
以新场须四下亚段砂砾岩储层为例,通过对产生这些难点的原因进行分析,提出了具有针对性的措施。
研究结果表明,可采取减小井斜度、优化射孔及段塞技术来控制多裂缝的产生,从而减少施工过程中压裂液的滤失量;针对不同特征的储层,优化了压裂施工的井口及管柱结构,在满足施工的同时,有利于后期测试和采气;实践表明所提出的针对性措施对于类似储层的改造具有较好的适用性。
关键词:压裂;砂砾岩储层;多裂缝储层;储层改造中图分类号:TE357 文献标识码:A1 储层改造难点新场须四可划分为上、中、下亚段三段,纵向上发育10套砂体,储层主要分布于上、下两个亚段。
其中下亚段TX84、TX104砂组以灰质砾岩为主,T X94砂组以灰质砾岩和岩屑砂岩共存,岩性较致密,裂缝较发育,主要为裂缝-孔隙型储层,储层以含气层、差气层为主,其含气性在须四储层中相对最好。
1.1 易产生多裂缝、滤失复杂砂砾岩储层由于层内、层间非均质性较强,岩性复杂,特别是当砂砾岩含砾高、且砾石颗粒较大时,与正常砂岩岩体脆性破裂形态有显著区别,呈现沿轴向破裂形态,且破裂面极不规则,易产生多裂缝[1];而施工过程中多裂缝的产生会增加压裂液的滤失,加上砂砾岩储层滤失特征复杂,从而影响压裂液的造缝及携砂性能,导致施工困难,甚至失败[2]。
1.2 破裂及延伸压力高导致施工困难砂砾岩储层的破裂压力高,施工时存在在现有施工设备条件下压不开储层的风险;另外,由于储层的非均质性强,裂缝的延伸压力异常,导致施工压力高等情况,给储层改造带来了很大的困难,甚至出现砂堵等情况。
表1统计了前期部分施工井所发生异常情况。
表1 前期部分施工井异常情况统计井号层位井深/m规模/m3最高施工压力/M Pa备注XC23TX944025~40359.092.5砂堵X203TX943878~390527.591.2施工压力高、停砂顶替2 储层改造关键技术2.1 压裂液控滤失技术在压裂施工过程中,砂砾岩非均质地层的滤失会出现两种情况:第一种,随着净压力的增加,滤失明显增加;第二种,在净压力的作用下裂缝开启,但是由于裂缝连通性差或地层压力高,滤失增加并不明显。
因此,如果能控制多裂缝的产生,则可有效减少压裂液的滤失,从而帮助主裂缝的形成。
多裂缝的影响因素包括水平地应力、天然裂缝的存在、较大的井斜度、不利的射孔位置与射孔相位角、较大的射孔间距、过大的射孔厚度和不当的射孔方式及不好的固井质量等,这些因素都会增加多裂缝产生的可能性[3]。
为防止产生多裂缝而增加压裂液的滤失量,导致施工困难,可分为压裂前和压裂施工过程中两种情况来处理[4]。
2.1.1 压裂前处理技术(1)减小完井段斜度。
一般来说,直井的破裂压力低,而且有利于裂缝的连接。
井的斜度增大,破裂压力增大,井底呈现多条裂缝同时延伸的态势,即使最后连接,井底缝口网状的态势也导致裂缝缝口较窄,增加了加砂的难度。
如果不能连接,则造成多裂缝格局,对施工造成巨大的困难。
因此,在可能的情况下,直井是最优的选择。
收稿日期:2010-08-13作者简介:付育武,工程师,1982年生,2008年获中国石油大学(北京)油气田开发工程专业硕士学位,现从事储层改造设计与研究工作。
石 油 地 质 与 工 程2011年1月 P ET ROL EU M G EOL OGY AN D ENGI NEERING 第25卷 第1期(2)定向射孔技术。
一般来说,理想的射孔位置应靠近最大主应力方位。
(3)射孔井段长度及孔密优化。
结合新场须四下亚段储层的厚度,推荐射孔长度在10m 左右;另外,增加射孔密度有利于裂缝之间的连接,从而防止多裂缝的形成。
2.1.2 段塞技术对于压裂施工过程中产生的多裂缝,可采用段塞技术来减少多裂缝的产生,段塞技术可分为粘性段塞技术和支撑剂段塞技术。
(1)粘性段塞技术。
增大前置液的粘度,在裂缝条数较少时增加缝宽,有利于携砂;在裂缝条数较多时能起到减少裂缝条数的重要作用。
粘性流体不易在各个裂缝之间分流,只容易流进阻力小、闭合应力小、裂缝宽度较宽的裂缝,最终的结果是减少了裂缝条数、减小了近井摩擦阻力、增加了裂缝宽度、降低了施工难度。
因此,粘性段塞既是一个多裂缝的预防措施,也是补救措施。
(2)支撑剂段塞技术。
支撑剂段塞技术是在施工过程中的不同阶段加入不同粒径的陶粒,分别填充在不同宽度的人工裂缝内部,既起到了降滤的目的,也达到合理支撑的目的。
较大粒径的颗粒也可打磨与主裂缝连通的、较窄的拐弯处,使裂缝通道更光滑,流动阻力减小,这是段塞的另外一个作用。
具体来说,如果砂比不按照由小到大的程序进行,比如一开始就采用较大的砂比,较大的砂粒,则会产生如图1中C 的情况,裂缝全部在缝口附近堵死。
但是如果采用常规的加入低砂比粉陶进行全程充填,此时仍存在多裂缝的同时延伸,效果仍很差,如图1中A 情况所示。
理想的工艺过程是一开始采用低砂比,小粒径,先封堵较窄的裂缝,随着压裂的进行,各缝宽逐渐增加,此时可采用逐渐增大的砂粒,适当增加的砂比,整个加砂过程比较顺利,如图1中B 的情况。
组合支撑剂段塞技术的优点:粉陶首先进入压裂时形成的微细裂缝或被压开的地层本身微裂缝中,而中陶可封堵部分缝宽较宽的裂缝,从而有效地堵塞了多裂缝,有利于主裂缝的形成,提高了施工的成功率。
2.2 压裂管柱及井口优化技术新场须四下亚段砂砾岩储层具有破裂压力异常、施工压力高等特点,因此,需要对压裂管柱及井口进行优化。
从已施工井情况来看,新场及南区储层施工压力属正常范围,具备加砂压裂改造条件;但图1 支撑剂段塞对多裂缝的堵塞新场北区块及外围地区破裂压力及施工压力值高,加砂难度相对较大。
因此,针对不同区块、不同特点储层进行了压裂管柱及井口的优化。
管柱及井口的选择主要考虑满足井身结构、地面设备条件,且符合管柱的抗拉安全规范,针对新场须四下亚段储层,目前常用的油管有 114.3m m 8.56m m 及 88.9mm 6.45mm 油管;井口有105M Pa 和140M Pa 两个级别。
针对井深4200m,在不同的应力梯度、按照常规压裂液密度1.02g/cm 3,对不同延压梯度下的井口最小泵压(忽略施工摩阻)进行计算,结果如表2。
表2 不同延压梯度下的井口最小泵压延压梯度/(M Pa m -1)延伸压力/M Pa 液柱压力/M Pa 所需最小压力/M Pa 0.024100.842.957.90.02510542.962.10.026109.242.966.30.027113.442.970.5由于目前井筒试压值普遍小于70M Pa,对于延压梯度较高(大于2.6M Pa/100m)的井,环空施工或不下工具保护套管施工难度较大,主要采用下封隔器保护套管油管施工来完成压裂改造。
针对4200m 深的储层改造,延压梯度在2.2~3.2M Pa/100m 之间,施工管柱及井口组合计算结果如表3所示。
从计算结果分析,可分为以下几种情况进行组合:(1)对于新场及南区储层,加砂压裂施工时采用105M Pa 井口+ 88.9mm 油管就能满足施工的需要,而采用105M Pa 井口+ 144.3mm 油管时施工排量能进一步提高,但同时考虑到井筒条件及改造后采气需要,选择105MPa 井口+ 88.9mm 油管进行加砂压裂施工。
(2)对于新场北部等异常高破裂及延伸压力储135 付育武等.致密砂砾岩气藏储层改造关键技术研究表3 新场须四下亚段加砂压裂施工管柱及井口组合计算结果压力级别/M Pa 限压/M Pa 油管管径/m m壁厚/mm 施工排量/(m 3 min -1)10514095120 114.3 88.9 88.98.566.456.45>6.0(延压梯度2.5M Pa/100m)4.0(延压梯度3.0M Pa/100m)4.5(延压梯度2.5M Pa/100m)<3.0(延压梯度>2.8M Pa/100m)>6.0(延压梯度2.5M Pa/100m)4.5(延压梯度3.1M Pa/100m)层,当延压梯度大于2.8MPa/100m 后,可采用105MPa 井口+ 144.3mm 油管或140M Pa 井口+ 88.9mm 油管两种组合方式进行加砂压裂施工,可根据具体情况进行选择。
3 现场应用情况XC23井是西南油气分公司在四川盆地川西坳陷孝泉-丰谷构造带罗江构造部署的一口预探井,该井先后进行了测试压裂、小规模酸化及两次加砂压裂施工。
测试压裂分析表明,由于延伸压力高(延压梯度为2.7MPa/100m),施工排量低,因此,采用小规模酸化以期降低储层延伸压力,从而降低后续加砂压裂施工难度。
本次酸化施工在油压为77.5M Pa 时排量达到1.5m 3/min,但施工并没有达到降低延伸压力的目的;由于套管限压70MPa,加砂压裂时下入Y341封隔器保护套管,采用105M Pa 井口及31/2 油管进行施工,但在施工压力92.5MPa 下排量仅为2.5m 3/m in,加砂困难,此次施工储层的延压梯度进一步上涨,已经达到了3.0M Pa/100m 。
经过分析认为,105M Pa 井口及31/2 油管已无法满足加砂压裂施工需要,因此,采用140MPa 井口及31/2 油管并配套超高压设备进行重复加砂压裂施工。
同时考虑到施工过程中易产生多裂缝,采用了支撑剂段塞技术,以降低压裂液的滤失,帮助主裂缝的形成。
图2为超高压加砂压裂施工曲线,从施工过程可看出,最高施工压力为113MPa,而最高施工排量达到了4.3m 3/min,140MPa 超高压设备的采用提高了施工排量,解决了施工排量受限而无法加砂的问题;另外,采用支撑剂段塞后,施工压力从113M Pa 下降到108M Pa 左右,达到了控制压裂液滤失,降低施工难度的目的。
4 结论及建议(1)砂砾岩储层改造具有易产生多裂缝及施图2 XC 23井TX 94(4025~4035m)超高压加砂压裂施工曲线工难度大等难点。
(2)通过控制多裂缝的产生,能够有效控制压裂施工中的滤失,提高施工的成功率。
(3)新场及南区储层压裂改造时,采用105M Pa 井口+ 88.9mm 油管就能满足施工的需要;对于新场北部等异常高破裂及延伸压力储层,当延压梯度大于2.8M Pa/100m 后,可采用105MPa 井口+ 144.3mm 油管或140M Pa 井口+ 88.9m m 油管两种组合方式。
