前景广阔的高渗透层压裂_叶芳春

＊叶芳春,1961年毕业于北京地质学院,高级工程师。现任《试采技术》主编,曾发表论文30多篇。 开采工艺 前景广阔的高渗透层压裂叶芳春＊　李　红(地矿部试油气技术中心,江苏泰州225300) 摘　要　高渗透层压裂技术是水力压裂的一个重要突破,它包括从中渗透率到高渗透率储层的压裂技术。压裂机理是要求压裂后产生的地层裂缝建立短而宽的高导流裂缝,有效地增大泄油半径。文中介绍了高渗透层压裂的选井原则、技术要求和措施。高渗透层压裂前必须进行测试压裂,其关键技术是作业中应用了端部脱砂技术,应用实例论证了该技术的增产效果。主题词　高渗透储集层　水力压裂　脱砂　生产压差　泄油半径 在致密储层中,建立长的高导流裂缝能够极大地提高产量,这是传统的水力压裂的主要优势。但是,当地层渗透率达到一定程度后,缝长的增加,对产量的影响不明显,相反,建立短而宽的高导流裂缝才可能解除损害、防止近井地带坍塌和实现产量的大幅度提高。进入九十年代以来,美国和英国在墨西哥湾、北阿拉斯加和北海等油田,以及其它一些国家在不同油田上对高渗透层进行水力压裂,都取得了使油气井长期增产的良好效果。与低渗透层水力压裂一样,在高渗透层进行正式压裂之前也必须先进行不加支撑剂的测试压裂(Mini-Frac),获取和分析有关参数,如地应力、裂缝几何形态、液体效率等,以便进行正式压裂的优化设计。高渗层压裂可产生极高的裂缝导流能力,这与八十年代中后期端部脱砂技术(TipScreen-outTechnique,TSO)的试验成功是分不开的。过去要提高渗透率高或胶结性差的储层产量,代价常是昂贵的。虽然至今水力压裂的对象主要仍是低渗透层,但是高渗透层压裂在技术和经济上的成功,为实现油田的稀井高产,优化开发,提供了新的有力手段,正在被大力推广应用。需要说明的是,所谓“高渗透层压裂”(FractureinHighPermeabilityFormation)只是相对于以低渗透率储层为对象的常规压裂而言的,它包括了从中渗透率到高渗透率储层的压裂技术。压裂机理 与低渗透层压裂比较,高渗透层压裂要求产生的裂缝较短,但裂缝较宽,特别是应当具有更高的裂缝导流能力(见图1)。这是因为〔1,2,3〕:①高渗透层本身具有很高的导流能力,储层流体较易于流向裂缝。因此,加大裂缝长度,不是提高高渗透层产量的关键因素。②泵送的压力更多地用于扩大裂缝宽度,它有利于疏通地层损害,减小表皮因子以提高产量。③建立短而宽的高导流裂缝,有效地增大了井筒泄油半径。因此,降低近井地带的生产压差和径向流动速度,可防止或减少地层出砂和井壁坍塌,实现在较低的生产压差下获得较高的产量,还可提高了储层能量利用率。④对于层状油藏,控制恰当的裂缝高度,还可使

图1　高渗透层压裂增产机理示意图·33·1998年　第21卷　第3期 钻 采 工 艺 层间互相连通,扩大增产效果。选井原则 高渗透层压裂的成功,从根本上改变了过去那种只有低渗透致密坚硬的储层才适于进行压裂改造的传统观念。实际上,几乎在中、高渗透率储层内所有的井,都可作为压裂候选井。经验表明,存在下列情况的井,运用高渗透层压裂技术还可能取得更好的效果〔2,3〕。①未能达到应有的产量;②损害带较深,酸处理所需液量过大;③储层对酸或其它活性液敏感;④地层损害类型和位置不清楚,难以作基质处理;⑤砂岩储层对酸化或砾石充填均无效或效果较差。图2比较了高渗透层中一口砾石充填井与一口压裂井的生产动态,后者明显地优于前者〔3〕。

图2　砾石充填与高渗层压裂油井的生产动态技术要求和措施 高渗层压裂的技术要求和措施,主要有〔4,5,6,7〕:①为了防止或减少出砂和井壁坍塌,必须提高地层的有效应力。因此,要求在宽的裂缝中完全充满支撑剂。②为了获得更高的裂缝导流能力,必须提高裂缝与地层之间的渗透率对比度。因此,要求泵送高浓度支撑剂,并使用大颗粒支撑剂(一般达到地层砂的4～6倍)和无损害携砂液。③为了产生短而宽的完全充满支撑剂的裂缝,必须控制好液体滤失速度,使支撑剂首先在裂缝端部产生桥塞,以阻止裂缝的进一步延伸;接着泵入更多的携砂液,以拓宽裂缝并使支撑剂完全充满裂缝。以上3点正是通过采用高渗透层压裂的关键技术———端部脱砂技术,才得到解决的。④为了控制裂缝几何形态,防止在扩大缝宽过程中出现裂缝上窜下跳,还必须结合应用缝高控制技术。⑤为了优化压裂设计和施工方案,必须通过测井、不稳定试井、裂缝模型等工程方法来确定储层、损害带、边界的分布、连通性等参数;然后,通过进行高渗层测试压裂(小型不加砂压裂),来确定地层应力、闭合时间、液体效率等参数。高参层压裂技术难度比低渗层压裂更大,确定上述临界参数也更必要。⑥高渗透层压裂施工具有高排量、高砂比、高泵压、高填砂浓度等特点。因此,不仅要求较多的、功率较大的施工设备,还必须选择和控制适当的工艺参数,使不超过设备的允许范围。⑦为了防止在射孔孔眼处发生脱砂引起管柱超压,要求在作业管线上安装保险阀,采用大射孔枪射孔,控制砂液比和支撑剂大小。⑧为了降低作业管线的磨损,可采用大直径、多级管柱或降低高砂比携砂液流速,或将压裂液早期交联等措施。⑨为了减少压裂后返排阶段的支撑剂回采,还可通过在地下或地面胶结支撑剂,以及砾石充填筛管、封隔器等方法来解决。测试压裂 高渗透层压裂具有较大的技术难度和高度,为搞好优化压裂设计,必须先进行测试压裂,以提供必要的参数值〔3,4〕。高渗透层测试压裂必须获取以下测定值:①裂缝闭合压力;②裂缝闭合时间;③压裂液效率;④压裂液初损量;⑤压裂液滤失系数。在压裂液滤失试验中,低渗透层测试压裂的一些假设条件不适用于高渗透层压裂情况。主要有:高渗透层测试压裂使用非造壁压裂液,压裂液初损时间长,初损量大等。经验表明,以下的施工步骤可取得良好的效果:a.进行一种常规排量与阶梯式排量相结合的注入试验以确定裂缝的延伸压力,并帮助验证闭合压力。b.按设计排量泵入前置液,泵入量决定于地层厚度、孔隙度、渗透率和杨氏模量。·34· 钻 采 工 艺 1998年　c.测压力递减情况,应用时间平方根、G函数、一阶导数和/或Horner曲线验证闭合压力。d.使用与正式压裂设计相同的三维压裂模拟软件,以调节压裂液初损量和滤失系数(或渗透率)的合适输入参数,使与泵注过程中的有效处理压力、初关井压力、闭合时间和压裂液效率等参数相匹配。端部脱砂技术 1987年美国Smith等人〔5〕首先提出了端部脱砂技术,它是高渗透层压裂的关键技术。其要点〔5,6,7〕:在施工的第一阶段,有控制地使前置液全部滤失掉的低砂比携砂液(含砂浓度通常为240～480kg/m3)正好达到裂缝的端部,支撑剂在端部脱砂形成砂堵,从而阻止了缝长和缝高的延伸。继而,为第二阶段泵注高砂比携砂液(含砂浓度可达600～1920kg/m3),缝内净压力急剧升高,缝宽增大(约为9～20mm,甚至更宽),从而产生极高的裂缝导流能力。通常采用Nolte端部脱砂模型分析给定的压力响应,对于该模型,液体压缩系数C表示为C=QV·dtdp(1)将式(1)稍作变换并取对数,得log■P=logQCV+log■t(2)由于假设发生端部脱砂时注入率Q、液体压缩系数C和裂缝系统体积V均为常数。所以,由式(2)可知,在净压力与时间双对数关系曲线上,若出现斜率为1,则表示发生了端部脱砂。图3为一次实际的应用端部脱砂技术压裂的压力响应曲线〔6〕,在大约18min的填砂过程中,净压力由1.4469MPa增大到4.823MPa,认为此时达到最佳裂缝导流能力。

注:1Psi=6.89kPa图3　用端部脱砂技术压裂的典型压力响应 端部脱砂技术除了应用于中、高渗透率储层的压裂之外,目前已成为一种可与其它方法配合而适用于各类油藏的新的完井方法。例如,对于未胶结或胶结差的储层,通过应用端脱砂技术的压裂,产生具有极高导流能力的裂缝,从而有效地减小油流阻力和降低生产压差。这本身就减少了出砂,还可以与多种防砂方法配合完井,取得更好的完井效果。将端部脱砂技术应用于压裂的效果,首先决定于设计的合理性。目前应用的设计方法和步骤是:1.第一阶段———造缝到出现端部脱砂采用常规压裂拟三维模型进行设计。2.第二阶段———裂缝扩宽、支撑剂大量填满依据第一阶段结束时的参数以及利用测试压裂等方法确定的精确的压裂液滤失系数等参数,通过物质平衡计算,按以下顺序作设计:①选择合理的缝长(应大于井底储层损害带范围);②确定达到该缝长的时间(亦即端部脱砂出现的时间)和此时的压裂液效率;③确定第一级低砂比加砂时间;④选择第一级加砂结束时间,计算此时的压裂液效率;⑤用“D”的压裂液效率计算下一段携砂液主体加砂开始时间;⑥设计从“D”的加砂结束时间到“E”的加砂开始时间内的辅砂浓度剖面,计算总加砂量;⑦计算裂缝中的填砂浓度;⑧估计填砂期间泵压的上升情况(因未考虑裂缝充填区影响,实际的压力范围高于估计值);⑨调整设计参数,重新计算,优化设计方案。实　例 近年来,美、英等国在一些地区的海上和陆上对中、高渗透率的油层或气层进行了较大量的水力压裂,取得了显著的增产效果。这里列举几例〔3,6〕。1.阿拉斯加州北坡油田采用高渗透层压裂技术成功地压裂了115口油井。油层原始渗透率为100×10-3μm2左右。使损害严重的井层产量提高6～7倍,损害轻的井层产量也提高2～3倍。该项技术的应用,成功地实现了在高渗透层上的稀井高产,提高经济效益。2.路易斯安娜州海上油田一口海上油田,油层深度305m,层厚度15.25m,渗透率高达500×10-3～1000×10-3·35·第21卷　第3期 叶芳春等:前景广阔的高渗透层压裂 μm-2。采用了每0.305m12孔的负压射孔,接着进行阶梯式注入排量试验和测试压裂,用一种拟三维模拟软件进行压裂设计。使用硼酸盐交联凝胶压裂液,以4.79kg/m3的砂比将45400kg的20/40目合成支撑剂注入裂缝,砂比渐变范围为0～1437.9kg/m3。该井压裂后在生产压差极低的情况下产量高于28300m3/d。3.北海南部RavauspurnSourth气田海上气井,二迭系Rotllagander或LowerLeman砂碉,深度3050m,渗透率1×10-3～2×10-3μm2。压后端部脱砂半缝长262.3m,导流能力达到314μm2·cm,产量比压前提高最大7倍,一般为2倍。参考文献1　王佩禹,朱芳兰等:水力压裂技术及其应用,石油勘探开发科学研究院廊坊分院,1995,122　[美]Ahmeds.Abou-Sayed著(BP勘探公司,休斯顿),王佩禹译:当前压裂工艺的新突破,天然气勘探开发科技信息,1994(1)3　Dusterhoft,R.G.,andChapman,B.J.:Fracturinghigh-Permeabilityreservoirsincreasesproductivity,OGJJune20,19944　Elphick,J.J.,Marcinew,R.P.,andBradyBarry:Effectivefracturestimulationinhigh-permeabilityformations,SPE25380,19935　SmithM.B.,etal:TipScreen-OutFracturing:Atech-niqueforsoft,unstableformation,SPEMay19876　Abass,H.H.,Wilson,J.M.Venditto,J.J.,andVoss,R.E.:Stimulatingweakformationsusingnewhydraulicfrac-turingandsandcontrolapproaches,SPE25494,19937　张平,赵金洲:裂缝三维延伸数值模拟与端部脱砂压裂技术,河南石油,1997(2)118　Reimers,D.R.,andClausen,R.A.:Highpermeabilityfrac-turingatPrudhoeBay.Alaska,SPE22835,1991(收稿:1997—12—16,技审:杨川东〈教授级高工〉　编辑:向幼策) 开采工艺 高产气井产能试井方法研究唐洪俊(重庆石油高等专科学校,630042,重庆大坪) 摘　要　本文在分析天然气在多孔介质中高速渗流基本微分方程物理意义的基础上,采用建立非线性规划模型求解方程系数A、B、C,并用交会法确定绝对无阻流量。由此便可确定高产气井产能方程。算例分析表明,本文的方法较原有方法更简便、更精确。主题词　高产气井　产能试井　绝对无阻流量　非线性规划模型 关于高压大产量气井,人们做了大量的产能试井工作,发现用过去常规方法来处理试井资料,其稳定试井曲线常常出现异常情况,如何更准确地确定高产气井产能,是本文研究的问题。天然气在多孔介质中高速渗流的理论基础 文献[1]把天然气在多孔介质中的流动分为四种流态如图1所示。图1　多孔介质中的气流流态 过渡流表示天然气的流动已出现紊流,层流与紊流同时存在,二项式渗流规律描述这种流态,很早以前,Forchheimer发现仅用二项式解释不了高速流动情况下的实验结果,采用下式则能吻合实际〔2〕。gradp=-(aV+b V V+c V 2 V)(1)究竟为什么要引入速度的三次方项,Forch-heimer没有加以说明,后来在很长的时间里,人们也没有去解释它,甚至也不用它。Firozzabodi等(1979)〔1〕把这个问题提了出来,并把上式改写为gradp=-μkV+βρ V V+γρ2 V 2Vintrs(2)式(2)明确了式(1)中系数a、b、c的物理意义,称γ为第二速度系数。