碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究
及其在大港油田的应用
吕选鹏 康相千 周承富 张国昌
(渤海钻探工程公司井下技术服务分公司 天津300283)
摘要 酸压是碳酸盐岩储层改造的重要手段,但酸压存在酸液滤失量大、刻蚀裂缝不连续、很难形成深穿透长缝且裂缝易闭合等缺点。国内外对碳酸盐岩储层加砂压裂进行了尝试。通过总结碳酸盐岩储层加砂难点,从加强改造目的层物性资料研究、提高小型测试压裂的评价指导作用、降低压裂液滤失,提高压裂液效率、主压裂之前的前置酸处理+Na2CO3溶液液垫技术,以及优化施工工艺和研制新型压裂液等方面,提出了针对性对策。在大港油田成功应用4井次,取得了良好效果。
关键词 碳酸盐岩 加砂压裂 高温 难点
0 引 言
酸压工艺技术是奥陶系和深层砂岩伴生白云岩等碳酸盐岩油气层的一项主要的储层改造技术。该技术在试验、应用、持续改进过程中,趋于规模化、系统化、规范化,取得了可喜的成果。但是,碳酸盐岩油藏酸压技术存在着诸多问题,酸岩反应速度快、酸液滤失量大,裂缝会因为很高的平、闭合应力而闭合,以及与时间有关的 岩石蠕变 效应,由于地层的不均一性,酸液纵向上存在反应速度的差异,导致刻蚀裂缝在纵向上不连续,天然裂缝的存在以及酸液反应速度的限制,酸液未能达到预定的裂缝长度就反应殆尽,难以实现深穿透,即使是大规模的工作液量,酸蚀缝长仅在100m左右,且有效期短;而水力加砂压裂技术具有能够实现大规模压裂液造长缝[1],改善人工裂缝导流能力,措施有效期长,残渣含量低等特点。大港油田,如C42、B19等探井沙三段下部层位、滨20X1沙三段均发现深层砂岩伴生白云岩的碳酸盐岩类储层,海古1井和海古101井奥陶系发现丰富的碳酸盐岩含气层。因此,对碳酸盐岩水力加砂压裂技术研究有重要的意义。
1 国内外碳酸盐岩水力加砂压裂实例
国内外对碳酸盐岩加砂压裂进行过大量的尝试和实验[2],如国外哈萨克斯坦的扎纳若尔油气田、国内四川磨溪气田、塔里木塔中油田[3]、长庆气田奥陶系[5]等都进行过碳酸盐岩储层水力加砂压裂施工,其储层物性和主要施工参数如表1所示。
表1 碳酸盐岩储层加砂实例储层物性及施工参数表
油田层位
四川磨溪
气田
哈萨克斯坦扎纳若尔
油气田KT-I层
长庆气田
奥陶系
塔里木油田
碳酸盐岩改造目的层
埋深(m)
3500~41003800~45003200~37005400~6600岩性白云岩
生物碎屑灰岩、
鲕粒灰岩、白云岩
细粉晶
白云岩
白云岩储集类型
裂缝-
孔隙型
孔源-裂缝型、孔隙
型和孔隙-溶洞
裂缝-
孔隙型
裂缝型孔隙度(%) 3.5~10.3 4.6~13.7 3.2~8.30.01~8.5
渗透率(mD)0.11~3.68 1.2~18.10.1~2.00.1~1.2
前置液量比例
(%)
45~6835~5228~4745~55排量(m3 min) 1.2~2.5 4.0~4.4 2.4~4.5 3.5~5.0施工压力
(MPa)
42~5365~7548~5762~83砂比(%)10~2510~3010~3510~36加入支撑剂量
(m3)
9.6~12.2 6.3~20.018.2~37.515.2~47.3
压后增产倍数增产不明显3~43~104~12备注
7次施工
5次加砂砂堵
2次砂比为
30%时砂堵
1次砂比为30%
左右时砂堵上世纪90年代,四川在国内没有先例的情况下,率先在磨溪气田雷一段储层进行了7井次加砂压裂试验,从效果上看都不理想。由表1可以看出,排量低是加砂规模小、增产效果不理想的原因;哈萨克斯坦扎纳若尔油气田KT-I层系储层岩采用大排量(4.0~ 4.4m3 min)、加砂规模大,压裂后效果显
2011年10月油 气 井 测 试第20卷 第5期
[作者简介] 吕选鹏,男,高级工程师,1996年毕业于西南石油学院采油工程专业,现主要从事井下作业技术管理工作。
著,采油指数增加了3~4倍;长庆气田奥陶系碳酸盐岩气层从2000年开始,进行加砂压裂试验,前期几口井由于排量小,前置液用量低导致改造程度小,成功率低,近年来排量和加砂量逐渐增大,加砂量平均达到37.5m3,增产效果明显;塔中的碳酸盐岩储层埋深(5400~6600m),该区共实施储层加砂压裂17井次,单井最大排量5m3 m in,最大加砂量47 m3,最高砂比36%,平均单井压裂液注入量440 m3,取得显著的增产效果。
2 碳酸盐岩储层特性及水力加砂压裂改造难点
2.1 储层物性差、可动流体饱和度低
碳酸盐岩基质渗透率一般小于1mD,有效孔隙度小于10%,属于低孔低渗型储层,其可动流体饱和度低,油气藏基质向裂缝供油气能力较差,压裂后初期产量较高,但有效期短。这就要求尽可能造长缝,尽量沟通更多的天然缝洞系统。
2.2 非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大
碳酸盐岩油气藏储层储集空间复杂,其漏失通道主要是成岩作用与构造运动作用所形成的溶孔、溶洞、较大的裂缝和碳酸盐沉积颗粒所形成的原生孔隙等。水平层理、斜交缝异常发育,压裂液使得天然裂缝可能张开,使得压裂液滤失量大。此外,储层中溶洞的存在同样会造成泵注中液体滤失的突变,以致液体造缝效率大大降低,造成砂堵。
2.3 缝高难于有效控制
与沉积岩呈层状分布不同,碳酸盐岩有着各种纵横交错、极为发育的天然裂缝和孔洞系统,同时加上隔层与储层的有效应力差小,储层厚度一般较薄,缝高的有效控制难度极大[8]。
2.4 储层对砂浓度和大粒径砂敏感
碳酸盐岩储层的压裂裂缝延伸扩展复杂,裂缝可以延伸到目的层以外、形成倾斜的多裂缝、裂缝重新定向、近井裂缝转向或偏移等。长庆碳酸盐岩加砂压裂试验时,发现碳酸盐岩形成的人工裂缝为 T 型缝和 X 型缝,以细缝、网缝和浅缝为主。近井地带多裂缝竞相延伸,降低有效裂缝宽度,使地层吃砂困难,较高砂比和较大粒径(20-40目)支撑剂加入困难,导致压裂施工中高于30%砂比容易砂堵超压。2.5 破裂压力高、施工压力高、压裂难度大
碳酸盐岩杨氏模量、抗张强度、断裂韧性等比沉积岩高,如长庆下古生界碳酸盐岩储层杨氏模量一般均在(4~5) 104MPa,是砂岩的2倍以上,造成了裂缝在破裂、延伸过程中的压力均较高;碳酸盐岩破裂梯度高,埋藏深,导致破裂压力高;此外,钻进过程中泥浆的滤失严重,堵塞了井筒附近储层的渗流通道,地层吸液困难,也使得施工压力高。
2.6 高温深井、对压裂液和压裂设备要求严格
碳酸盐岩储层大多埋藏较深,储层温度高,如长庆靖边气田下古生界碳酸盐岩埋深3300m左右,平均地层温度125 ;塔河油田奥陶系碳酸盐岩埋深5400~6600m,地层温度在150 以上;大港油田碳酸盐岩奥陶系储层埋深也在4800~5100m,储层温度最高达162 。这对压裂液的降摩阻、耐高温、耐剪切性能、携砂能力和压裂管柱、设备等都提出了更高的要求。
3 针对性措施
3.1 加强改造目的层物性资料研究
针对碳酸盐岩储层非均质性强,天然裂缝、孔洞、溶洞发育,压裂液滤失严重、滤失量难以计算等难题,利用测井振幅变化率、相干体、Jason反演等地球物理资料,结合钻井、完井和邻井的相关资料进行对比分析,确定储层在裂缝延伸方向上的发育情况,为压裂设计提供全面、准确的依据。
3.2 提高小型测试压裂的评价指导作用
在主压裂前,应加强小型测试压裂技术的应用。根据小型压裂得出的破裂压力、地层滤失系数、压裂液效率等参数现场校正施工参数,提高小型测试压裂的评价指导作用。
如评价结果为天然裂缝发育,可使用大排量造缝,大排量对井底附近裂缝迂曲起冲刷磨蚀作用,有利于增大缝宽,减少缝数,同时可注入支撑剂段塞,在井底附近裂缝迂曲区域内,注入数个支撑剂段塞,必要时,注入每个段塞后关井测压。
3.3 降低压裂液滤失,提高压裂液效率
针对碳酸盐岩储层非均质性强、天然裂缝发育、滤失量大等特点,采用如下针对性措施: 粉砂或粉陶降滤压裂技术。通过在预前置液中以较低砂比(5%~10%)加入100目的粉砂,用以堵塞狭窄的天然微裂缝,使张开的微裂缝逐渐被堵塞,压裂液无法
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第20卷 第5期吕选鹏等:碳酸盐岩储层加砂压裂改造技术研究及其在大港油田的应用
