西南石油采油工程课件第六章水力压裂.ppt

西南石油采油工程课件_水力压裂第三次资源调查初步表明我国石油资源量1110亿吨天然气资源量53万亿立方米可采石油储量150亿吨可采天然气储量14万亿立方米探明石油地质储量255亿吨探明可采石油储量6791亿吨探明天然气地质储量56万亿立方米探明可采天然气储量277万亿立方米增产措施Reservoir stimulation 水力压裂历史 1947年美国 Hｏｇｏｔｏｎ气田4 Limeston Gas Pay Zones2340 to 2580 ft BHTP 420psi Fluid 1000 gal of Napalm2000 gals of Gaslion Proppant Arkansas River Sand 2000lbs 1949年美国Aｍｏｃｏ公司 1952年延长油矿 1955年玉门油田第六章水力压裂Hydraulic Fracturing 水力压裂力学水力压裂材料性能与评价水力压裂裂缝延伸模拟支撑剂在裂缝中运移分布水力压裂效果分析水力压裂工艺技术水力压裂诊断评估技术图6-1 压裂施工曲线PF破裂压力 PE 延伸压力 PS 地层压力 P井底 PF时一地应力分析1 地应力场 11 重力应力主应力 x y z 应变 x y z2 构造应力定义与来源特点构造应力属于水平的平面应力状态挤压构造力引起挤压构造应力张性构造力引起拉张构造应力构造运动的边界影响使其在传播过程中逐渐衰减在断层和裂缝发育区是应力释放区正断层水平应力x可能只有垂向应力z的13 逆断层或褶皱带的水平应力可大到 z的3倍 3 热应力产生原因特点计算方法 2 人工裂缝方位显裂缝地层很难出现人工裂缝微裂缝地层垂直于最小主应力方向基本上沿微裂缝的方向发展把微裂缝串成显裂缝地应力分布十分复杂既与区域动力场和局部构造应力有关又与现代活动应力场联系密切假设地层岩石为线弹性体首先针对裸眼井分析井壁最终应力分布结合岩石破裂准则讨论水力压裂诱发人工裂缝的造缝条件 1井筒处应力分布根据最小主应力原理当z最小时形成水平裂缝当Y或x最小时形成垂直裂缝 2 水力压裂造缝条件 1 形成垂直缝岩石破坏条件有液体渗滤无液体渗滤有液体渗滤无液体渗滤例6-1 已知某砂岩油藏深度地层岩石密度ρr 2300kgm3泊松比ν 020地层流体密度ρL 1050 kgm3孔隙弹性常数 072并假设水平方向地应力均匀分布抗张强度为σth 35MPa 忽略沉积岩的垂向抗张强度试计算无滤失条件下形成垂直裂缝和水平裂缝的深度界限HC 3 破裂压力梯度定义三地应力的测量及计算 1 矿场测量水力压裂法井眼椭圆法压裂液的组成前置液携砂液顶替液完整的压裂泵注程序中还可以有清孔液前垫液预前置液对压裂液的性能要求 1 与地层岩石和地下流体的配伍性 2 有效地悬浮和输送支撑剂到裂缝深部 3 滤失少 4 低摩阻 5 低残渣易返排 6 热稳定性和抗剪切稳定性压裂液性能要求1滤失低滤失量小是造长宽缝的重要条件压裂液体积平衡Qt VfVL 压裂液效率 Vf Qt 滤失性取决于粘度和造壁性对储层的伤害小必须防止砂卡压裂液性能要求 2携砂能力强要求形成深穿透饱填砂支撑裂缝携砂能力取决于粘度防止井筒沉积必须防止砂卡实施MHF要求高排量大砂比砂比加砂体积压裂液体积压裂液性能要求3摩阻低比重大四种流动过程地面管线井筒流动射孔孔眼和人工裂缝压裂液性能要求 4 稳定性好热稳定性抗剪切稳定性 5 配伍性好与岩石矿物配伍与储层流体配伍压裂液性能要求 6残渣少 7易于返排8货源广价格便宜便于配制一压裂液类型水基压裂液油基压裂液乳化压裂液 泡沫压裂液酸基压裂液液化汽压裂液 1 水基压裂液发展活性水压裂液稠化水压裂液水基冻胶压裂液水基冻胶压裂液组成水＋稠化剂成胶剂＋添加剂成胶液水＋添加剂＋交联剂交联液水基压裂液添加剂 1 稠化剂植物胶及衍生物胍胶田箐纤维素衍生物羧甲基纤维素钠盐CMC 羟乙基纤维素HEC 羧甲基羟乙基纤维素CMHEC 生物聚多糖工业合成聚合物聚丙烯酰胺PAM 部分水解聚丙酰胺PHPAM 甲叉基聚丙烯酰胺MPAM 2 交联剂两性金属非金属含氧酸盐硼酸盐铝酸盐锑酸盐和钛酸盐等弱酸强碱盐无机盐类两性金属盐如硫酸铝氯化铬硫酸铜氯化锆等强酸弱碱盐无机酸脂如钛酸脂锆酸脂醛类甲醛乙醛乙二醛等 3 破胶剂生物酶体系适用温度2154℃pH值范围pH 38最佳pH 5 氧化破胶剂适用于 pH 314普通氧化破胶剂适用温度 5493℃延迟活化氧化破胶剂适用温度 83116℃常用氧化破胶剂是过硫酸盐有机弱酸很少用作水基压裂液的破胶剂适用温度大于93 油基压裂液中典型的破胶剂碳酸铵盐氧化钙和或氨水溶液 2 油基压裂液适应性水敏性地层有些气层发展矿场原油稠化油冻胶油基液原油汽油柴油煤油凝析油稠化剂脂肪酸皂脂肪酸铝皂磷酸脂铝盐等特点污染小遇地层水自动破乳易燃成本高热稳定性较差 3 乳化压裂液常用两份油一份稠化水聚合物油相内相 50压裂液粘度太低 80不稳定或粘度太高 4 泡沫压裂液组成液相气相添加剂泡沫液液相稠化水盐水水冻胶原油或成品油酸液气相氮气二氧化碳空气天然气等泡沫质量泡沫质量＝泡沫中气体体积泡沫总体积 特点在压裂时的井底压力和温度下泡沫质量一般为６０％８５％随着泡沫质量的增加泡沫压裂液的粘度增加摩阻增大滤失减少压裂液效率增高滤失少气体本身就是降滤剂排液较彻底对地层伤害小热稳定性差粘度不够高限制砂比 5 酸基压裂液适用范围碳酸盐储层种类常规酸稠化酸冻胶酸乳化酸二压裂液添加剂降滤剂防膨剂杀菌剂表面活性剂 PＨ值调节剂稳定剂 3 流变性测定旋转粘度计小直径管道盘管式粘度计摆动式流变仪RV系列或FANN系列旋转粘度计应用最广泛压裂液滤失系数造壁性影响的滤失系数 压裂液粘度影响的滤失系数地层流体的粘度和压缩性影响的滤失系数1 造壁性影响的滤失系数Cw 假设 滤饼的沉积厚度ΔＬｗ与通过缝壁的滤失量成比例关系滤饼对压裂液的渗透率Ｋｗ与其厚度的大小无关亦即Ｋｗ不随时间而变化 滤饼内压裂液的渗滤流动服从达西定律数据处理当P试验P真实时 2 压裂液粘度影响的滤失系数Cv 假设 压裂液为牛顿型液体且作线性层流流动 压裂液呈活塞式侵入即侵入段地层流体被顶替 压裂液和地层岩石均不可压缩 压差ΔＰv为常数 最终得到 3 地层流体压缩性影响的滤失系数Cc 假设 地层流体可压缩其压缩系数为Ｃf等于常数 ΔＰc为常数渗滤前缘的位置不随时间变化地层中的渗流方程为最终解得 4 综合滤失系数综合滤失系数调和平均法电容串联压力平衡法非造壁性压裂液造壁性压裂液调和平均法压力平衡法非造壁性压裂液 P PVPC 造壁性压裂液 P Pw PVPC 例6-2 已知油层渗透率k 25×10-3μm2孔隙度φ 02地层流体粘度μR 2mPas综合压缩系数cf 6×10-3MPa-1压裂液粘度μf 30mPas 压裂液造壁性滤失系数cw 18×10-3m 裂缝壁面面内外压差Δp 18MPa按调和法计算综合滤失系数c 我国支撑剂物理性质评价结果表我国部分支撑剂导流能力 1998 1 支撑剂性质对FRCD的影响1 支撑剂类型和形状低应力情况下有棱角的支撑剂相互搭接相互支撑有更高的孔隙度及渗透率因此导流能力更高但在高应力情况下园球度好的支撑剂受到的表面应力更均匀能承受更高的载荷不破碎因此有更高的导流能力2 支撑剂粒度组成图6-12反映了粒度分布对导流能力的影响图中曲线A B均为φ8>0509成都陶粒其中063mm以上颗粒重量分别约为815和566 支撑剂粒径对裂缝导流能力有很大的影响给定粒度范围内大颗粒所占比例越多导流能力越高颗粒越均匀导流能力越高3 铺砂浓度方式单层局部排列单层全排列多层排列实验结果4 支撑剂质量长石含量对导流能力的影响 2 地层条件对FRCD的影响1闭合压力 2地层岩石硬度地层岩石的软硬对导流能力的影响与支撑剂颗粒的强度和硬度有关当支撑剂强度低时影响导流能力的主要是破碎问题当支撑剂强度高时支撑剂颗粒嵌入裂缝壁面是影响导流能力的主要因素3 环境条件图６－１６流体介质图６－１７地层温度 3 压裂液性能对FRCD的影响残渣降低支撑带渗透率胍胶压裂液残渣含量取决于成胶剂浓度破胶剂类型及浓度 1 裂缝导流能力确定原则 1 McGuire Sikora 1960 图版法给定闭合压力下从现有支撑剂的导流能力入手得到不同穿透比时期望获得的增产倍数压后产量第四节水力压裂设计模型裂缝延伸二维模型卡特模型 Carter 1957年 CGD 模型 ChristianovichGeertsmaDeklerk PKN 模型 Perkins和Kern 提出 Norgren完善裂缝延伸三维模型拟三维模型三维扩展一维流体流动真三维模型三维扩展至少二维流体流动一卡特模型 2 主要假设裂缝等宽压裂液从缝壁垂直而又线性地渗入地层 3地层中某点的滤失速度取决于此点暴露于液体中的时间即 3 计算公式忽略压缩性由物质平衡 Q QLQF Qs 压裂液滤失发生于两个裂缝面二 CGD 模型 1几何模型 Christianovich GeertsmaDeklerk Daneshy 2 假设条件 1岩石为均质各向同性 2 岩石变形服从线弹性应力应变关系 3 流体在缝内作一维层流流动缝高方向裂缝呈矩形 4 缝中X方向压降由摩阻产生不考虑动能和势能影响 5 裂缝高度和施工排量恒定 3 理论基础运用了体积平衡方程压降与宽度关系由泊稷叶理论导出用England和Green公式求缝宽时还运用了裂缝平衡延伸理论此模型是现在最常用的两个二维延伸模型之一 4计算公式三 PKN 模型 1 几何模型 Perkins Kern Norgren 2 假设条件 1裂缝为垂直裂缝其高度恒定裂缝高度方向上为椭圆面 2 压裂液沿缝长作稳定的一维层流流动且沿裂缝面线性滤失 3 裂缝前端液体压力等于地层最小水平主应力 4 t时刻x断面上横截面最大宽度与缝中净压力成正比W xt 2 1-2 pHfE 5 施工排量恒定对于单翼缝 f1 06 f2 300 f3 30对于双翼缝 f1 0395 f2 252 f3 252 四PKN和CGD模型的比较 4 颗粒形状对沉降速度的影响支撑剂颗粒都是不规则的颗粒而不是规则的球体有些接近于球形颗粒的形状是不规则的比同体积的球体表面积大颗粒的表面是粗糙的颗粒的形状是不对称的不规则颗粒的沉降速度小于球形颗粒的沉降速度思路支撑剂在裂缝高度上的分布平衡流速平衡高度的计算砂堤的堆起速度平衡时间 1 支撑剂在裂缝高度上的分布 2 平衡流速与阻力流速平衡流速自学 P273P275 问题 1 区别牛顿流体和非牛顿流体的计算公式 2 复习湿周与过流面积的关系 3 区别层流和紊流下阻力速度与平衡流速的关系 4 砂堤堆起速度与流速和平衡流速的关系 5 由砂堤堆起高度与时间的经验关系得到什么 6 平衡时间的计算方法例6-3 牛顿型压裂液粘度μf 30mPas密度 f 1000kgm3石英砂支撑剂颗粒密度s 2650kgm3平均粒径dp 114310-3m砂比S 10砂堆孔隙度取35裂缝高度Hf 10m裂缝宽度w 47610-3m试计算双翼裂缝中排量为08和20m3min时的平衡高度和平衡时间解 1 计算支撑剂沉降速度假设支撑剂沉降处于层流状态按表6-4中公式计算自由沉降速度vp 0039ms 校核流态颗粒雷诺数NRep 149 2与假流态相符故vp 0039ms 浓度校正系数按Novotny 公式fc 0707 裂缝壁面校正系数按Novotny 公式 fw 084 忽略剪切速度影响支撑剂在裂缝中的沉降速度为vt 0023 ms 2 计算阻力速度按牛顿液计算阻力速度vWEQ 0349ms 三全悬浮布砂设计技术背景研究目的 1计算缝内砂比沿缝长变化基础上找出满足设计要求的导流能力的加砂步骤 2避免在缝中出现砂比过高的砂卡现象 1假设条件 2计算单元划分 3 s段携砂液的滤失速度考虑携砂液在裂缝中的滤失与它在裂缝中的位置计算时间点有关第s段携砂液的滤失速度以平均值计算a 按平均滤失时间计算b 按进入裂缝到停泵时滤失速度的平均值计算 4 s段携砂液的滤失计算说明全悬浮式砂子分布应用悬浮压裂适合于低渗透储层因为这里并不需要很高的裂缝导流能力就能获得较好的增产效果优点支撑面积大缺点导流能力不及沉降式砂子分布具体分析择优采用第六节水力压裂评价水力裂缝评价评价压裂设计压裂施工有效性和压后效果工艺效果评价所实施压裂工艺技术的适应性和有效性经济效益分析寻求提高技术水平和改善其经营管理的基本途径二工艺效果分析增产有效期某井从压裂施工后增产见效开始至压裂前后产量递减到相同的日产水平所经历的时间增产倍比指相同生产条件下压裂后与压裂前的日产水平之比图版法近似解析法数值模拟法 1 McGuire Sikora图版 a 对低渗透储层k 110-3m2很容易得到较高的裂缝导流能力比值大于04欲提高压裂效果应以增加裂缝长度为主 b 高渗透地层不容易获得较高的裂缝导流能力比值提高裂缝导流能力是提高压裂效果的主要途径不能片面追求压裂规模而增加缝长 c 对一定缝长存在一个最佳裂缝导流能力超过该值而增加导流能力的效果甚微 d 无伤害油井最大增产比为136倍 ---- 对于实际油气田属于这两种情况的都有因此在水力压裂设计中应解决它们的主要矛盾根据油气层的特性具体分析全局考虑以最优为准则对特低渗地层的压裂应当增大施工规模造缝要长对于高闭合压力的中高渗透地层应着眼于提高裂缝导流能力在这种情况下片面追求施工规模和缝长既不经济又得不到好的压裂效果 2 典型曲线法教材p281 4 数值模拟计算法三水力压裂经济评价压裂经济分析准则 1 压裂施工现值 2 压裂施工净现值 3 贴现偿还时间 4 压裂效益指数 2 产量递减模式 4 压裂经济敏感性评价 1井网密度与最佳裂缝长度的关系 2储层渗透率和裂缝长度 3裂缝导流能力的影响 4有效厚度的影响 5裂缝高度的影响 6压裂液滤失性与防滤失添加剂 7铺砂浓度和支撑带渗透率的保持程度 8压裂液粘度 9泵注排量与施工规模 10 油气价格和贴现率第七节水力压裂设计是在满足地质工程和设备条件下作出经济有效的最优方案 1 正设计 2 反设计优化压裂设计任务 1在给定的储层与井网条件下根据不同缝长和导流能力预测压后生产动态 2根据储层条件选择压裂液支撑剂和加砂浓度并确定合理用量 3根据井下管柱与井口装置的压力极限选择合理的泵注排量与泵注方式地面泵压和压裂车数 4确定压裂泵注程序 5进行压裂经济评价使压裂作业最优化一选井选层考虑因素储层地质特征岩石力学性质孔渗饱特性油层油水接触关系岩层间界面性质与致密性井筒技术要求油气井低产原因1由于钻井完井修井等作业过程对地层伤害使近井地带造成严重的堵塞2油气层渗透率很低常规完井方法难以经济开采 3土豆状透镜体地层单井控油面积有限难以获得高产 4油气藏压力已经枯竭 1 储层物性评估储层地质特征储层沉积特征决定井的泄油面积和压裂规模断层发育的区块必须确定断层体系的走向和断层性质估计水力裂缝走向粘土矿物分析粘土矿物类型含量与分布方式严重影响储层渗透性是选择压裂液体系的主要依据常用伽玛射线测井自然电位测井等测井方法或扫描电镜SEM实验分析方法测定岩石力学性质包括储层盖层和底层的杨氏模量泊松比和断裂韧性值纵向应力剖面影响裂缝几何尺寸平面应力分布影响裂缝方向现场常用长源距声波测井结合密度测井计算岩石弹性模量和泊松比在压裂作业中使用静态值更合理岩心分析评估油气藏储层基本参数可采用岩心常规分析或岩心特殊分析技术试井分析进一步评价地层确定储层的渗透率表皮系数地层压力及其它性质 2 井筒技术要求压裂设计符合套管强度要求固井质量合格井底无落物 3 储层条件成功压裂作业的必备地质条件储量和能量压裂侯选井应具备下列条件 1 低渗透地层渗透率越低越要优先压裂越要加大压裂规模 2 足够地层系数一般要求kh 05×10-3μm2 m 3 含油饱和度含油饱和度一般应大于35 4 孔隙度一般孔隙度为6～15才值得压裂若储层厚度大最低孔隙度为6～7 5 高污染井压裂作业只能改善受污染的表皮效应 3 储层条件压裂井是否适合压裂或以多大规模压裂还应考虑距边水底水气顶断层的距离和遮挡层条件并结合天然裂缝原则最大水平主应力与油水井不相间原则井网与最大水平主应力有利原则等考虑压裂工艺压裂下述情况井可能有很大的风险 1 压裂层与气水层间页岩夹层厚度小于45～60m 2 压裂裂缝可能穿过附近的与气水的接触面 3 高气油比井或高含水井不宜压裂除非出气出水可以控制二确定入井材料 1．优选压裂液体系 1 筛选基本添加剂增稠剂交联剂破胶剂配制适合本井的冻胶交联体系 2 筛选与目的层配伍性好的粘土稳定剂润湿剂破乳剂防蜡剂等添加剂系列 3 筛选适合现场施工的耐温剂防腐剂消泡剂降阻剂降滤剂助排剂pH值调节剂发泡剂和转向剂等 673 水力压裂设计计算三水力压裂设计计算 1施工排量必须大于地层的吸液能力Q吸考虑所需压裂液量考虑摩阻压力考虑设备能力这个约束条件支撑剂输送 3 压裂设计单井压裂设计包括选井选层确定施工参数方案设计计算经济技术分析和评价 4 压裂施工设计计算步骤正设计根据压裂施工规模预测增产倍数 a确定前置液量混砂液量以及砂量 b选择适当的施工排量计算施工时间 c计算动态裂缝几何尺寸 d支撑剂在裂缝中的运移分布确定支撑裂缝几何尺寸 e预测增产倍比逆设计 a 根据增产要求确定裂缝长度和导流能力 b 预选施工排量前置液量和携砂液量 c 计算动态裂缝几何尺寸 d 支撑剂在裂缝中的运移与分布确定支撑裂缝几何尺寸 e 计算支撑裂缝长度和导流能力以及增产倍比 f 如果满足增产要求则结束否则重选液量砂量返回 c 重新计算前置液量确定根据增产要求确定裂缝长度和导流能力Nolte提出了基于压裂液效率确定前置液量的近似解析法支撑剂用量确定施工排量的确定为了在井底有足够的流体憋起高压选择施工排量要考虑的因素是地层的吸液速度施工排量Ｑ必须大于地层吸液速度Ｑ′即最小极限排量 施工排量的确定不同排量下所需的压裂液用量实践表明当滤失系数一定时欲压开一定大小的裂缝采用较高的施工排量可减少所需的压裂液用量并且施工排量大时可提高压裂液效率亦有助于减少压裂液用量 摩阻压力排量越大产生的射孔孔眼摩阻和井筒摩阻越高因此所需的井底施工压力愈大对设备的要求就越高施工排量的确定裂缝高度施工排量太大极有可能导致裂缝窜层特别是对于产层与水层之间的遮挡层不足够坚密其厚度不是足够大时窜层是很危险的施工排量太小时又不能充分压开产层的有效厚度特别是对于多产层的情况施工排量高无疑是有利的施工排量高还有利于输送支撑剂 施工排量的确定此外要注意对设备能力的要求 施工排量受管材和井口装置所能承受的压力的限制 施工排量受压裂设备处理支撑剂的能力的限制施工排量大易导致砂子传送带或混砂装置超过负荷 施工排量大压裂车不易达到要求即使满足要求也需更多台压裂车 施工排量的确定最小极限排量选择施工排量时必须首先考虑的是所选排量应大于地层吸液速度否则无法憋起高压地层吸液速度Ｑ′即施工最小极限排量Ｑｍｉｎ为施工排量的确定最大极限排量压裂时的最大极限排量由井口和油套管的允许承受压力而定压裂施工时注液方式一般分为油管注液套管注液环空注液以及环空与油管同时注液简称油套合注几种方式虽然注液方式不同但确定最大极限排量的方法类似施工排量的确定合压最大极限排量计算基本步骤 根据井底破裂压力液柱压力套管或采油树的允许承受压力确定套管极限摩阻压力 用试算法确定最大极限排量先假定油管及套管环空的排量然后分别计算套管及油管摩阻这两者必须等于或接近前一步计算的套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力 施工排量的确定如果计算的油套摩阻压力低于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时应提高排量假定值进行二次计算如果计算的油套摩阻压力大于套管极限摩阻压力或采油树允许承受的压力时降低排量假定值进行二次计算直至油套摩阻压力基本相等并且接近或等于套管极限摩阻压力时为止这时两者的排量之和就是合压时的最大极限排量施工泵压及水功率的确定井口施工泵压设井底破裂压力为ＰＦ井口施工泵压为ＰＰ管柱摩阻为Ｐｆ孔眼摩阻为Ｐｍ井筒液柱压力为ＰＨ根据压开裂缝的条件必须ＰＰ≥ＰＦ＋Ｐｆ＋Ｐｍ－ＰＨ施工水功率P＝1655PPQ 式中 P井口施工水功率 kw PP施工泵压MPa Q施工排量m3／min 例6-4 已知油藏开发井网井距400×400m压裂井深度H 2500m岩石弹性模量E 25000MPa泊松比ν 015破裂压力梯度α 0018MPam油层有效厚度Hf 10m渗透率k 20×10-3μm2孔隙度φ 20地层温度80 oC地层流体压力pS 250MPa地层流体粘度μr 2mPas流体压缩系数cf 6×10-3MPa射孔孔眼密度10孔m孔径φ10生产流压pWf 15MPa套管直径φ127油管直径φ62兰州石英砂粒径dP 04-08mm颗粒密度ρr 2650kgm3牛顿型压裂液粘度μ 003Pas密度ρf 1000 kgm3初滤失系数SP 0造壁性滤失系数c 862×10-4施工排量Q 20m3min假设采用油管注液工艺压裂液在油管中的为摩阻06MPa100m试进行水力压裂工艺设计解 1井口破裂压力 pbreak pF - pH pf pbreak 0018×2500 - 10-6×1000×98×2500 06×2500100 355MPa 2 闭合应力闭合应力是裂缝延伸压力与地层压力之差在选择支撑剂时为保险起见通常按地层破裂压力与井底流压之差计算即 pc pF -。