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致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

许建国 刘光玉 王艳玲

许建国,刘光玉,王艳玲. 致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):374-378 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.015
引用本文: 许建国,刘光玉,王艳玲. 致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):374-378 doi:  
XU Jianguo, LIU Guangyu, WANG Yanling. Intrafracture temporary plugging and diversion fracturing technology suitable for tight reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 374-378 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.015
Citation: XU Jianguo, LIU Guangyu, WANG Yanling. Intrafracture temporary plugging and diversion fracturing technology suitable for tight reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 374-378 doi:  

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

doi: 
基金项目: 国家科技重大专项“致密油储层高效体积改造技术”(编号:2016ZX05046-004);中国石油天然气股份公司重大科技专项“松辽盆地南部致密油气成藏及动用技术研究”(编号:2017B-4905)
详细信息
    作者简介:

    许建国(1978-),2004年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,获博士学位,现从事石油工程技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(138000)吉林省松原市宁江区长宁北街618号吉林油田公司油气工程研究院。E-mail:xu-.cn

    通讯作者:

    王艳玲(1985-),2014年毕业于西南石油大学矿产普查与勘探专业,获硕士学位,现从事油气藏改造技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(138000)吉林省松原市宁江区长宁北街618号吉林油田公司油气工程研究院。E-mail:

  • 中图分类号: TE357.1

Intrafracture temporary plugging and diversion fracturing technology suitable for tight reservoirs

  • 摘要: 随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(<0.1×10−3 µm2)、两向应力差值大(>10 MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度。暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成的关键,进而影响压裂井的改造效果。优选水基温控溶解型暂堵剂,综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数,形成了暂堵剂用量设计方法。现场共计应用了11口井37层,其中28层投放暂堵剂后等排量下压力上涨0.5~7.0 MPa,有效率达到75.7%,实现了缝内暂堵转向造缝网的目的,为后期致密储层改造提供了理论依据,实现了致密油气藏的有效动用。
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    图  1  暂堵剂承压曲线

    Figure  1.  Pressure bearing curve of temporary plugging agent

    图  2  裂缝宽度与暂堵剂铺置厚度关系图版

    Figure  2.  Relationship chart of fracture width vs. placement thickness of temporary plugging agent

    图  3  YS204-1井第1段(116~120号层)压裂施工曲线

    Figure  3.  Fracturing construction curve of the first stage (layer 116~120) in Well YS204-1

    表  1  YS204-1井投放暂堵剂前后压力上涨情况

    Table  1.   Pressure increase after the injection of temporary plugging agent into Well YS204-1

    层号暂堵剂暂堵剂暂堵剂强度/
    (kg · m−1)
    投量/
    kg
    投前后排量 /
    (m3 · min−1)
    上涨压力/
    MPa
    投量 /
    kg
    投前后排量/
    (m3 · min−1)
    上涨压力/
    MPa
    116~12020017无明显变化未投3.3
    111~114350172.839087.024.7
    76~92300172.027084.011.9
    64~74200172.827083.514.7
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  • 修回日期:  2021-03-19
  • 刊出日期:  2021-05-31

致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术

doi: 
    基金项目:  国家科技重大专项“致密油储层高效体积改造技术”(编号:2016ZX05046-004);中国石油天然气股份公司重大科技专项“松辽盆地南部致密油气成藏及动用技术研究”(编号:2017B-4905)
    作者简介:

    许建国(1978-),2004年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,获博士学位,现从事石油工程技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(138000)吉林省松原市宁江区长宁北街618号吉林油田公司油气工程研究院。E-mail:xu-.cn

    通讯作者: 王艳玲(1985-),2014年毕业于西南石油大学矿产普查与勘探专业,获硕士学位,现从事油气藏改造技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(138000)吉林省松原市宁江区长宁北街618号吉林油田公司油气工程研究院。E-mail:
  • 中图分类号: TE357.1

摘要: 随着油气田勘探开发的不断深入,非常规致密油气藏已经成为油田增储上产的主要研究对象,该类型储层渗透率低(<0.1×10−3 µm2)、两向应力差值大(>10 MPa),单纯依靠大排量、大液量改造以形成缝网的难度较大,需通过缝内暂堵转向压裂技术进一步增大净压力,提高裂缝复杂程度。暂堵剂类型的优选和用量设计是决定复杂缝网形成的关键,进而影响压裂井的改造效果。优选水基温控溶解型暂堵剂,综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数,形成了暂堵剂用量设计方法。现场共计应用了11口井37层,其中28层投放暂堵剂后等排量下压力上涨0.5~7.0 MPa,有效率达到75.7%,实现了缝内暂堵转向造缝网的目的,为后期致密储层改造提供了理论依据,实现了致密油气藏的有效动用。

English Abstract

许建国,刘光玉,王艳玲. 致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):374-378 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.015
引用本文: 许建国,刘光玉,王艳玲. 致密储层缝内暂堵转向压裂工艺技术[J]. 百度彩票 工艺,2021,43(3):374-378 doi:  
XU Jianguo, LIU Guangyu, WANG Yanling. Intrafracture temporary plugging and diversion fracturing technology suitable for tight reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 374-378 doi:  10.13639/j.odpt.2021.03.015
Citation: XU Jianguo, LIU Guangyu, WANG Yanling. Intrafracture temporary plugging and diversion fracturing technology suitable for tight reservoirs[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 374-378 doi:  
  • 暂堵转向压裂技术是致密油气藏增产挖潜的有效手段之一,在国内各大油田已成功推广应用,在提高单井产量及油田采收率方面效果显著[1]。国内外学者针对暂堵转向压裂施工工艺[2]、封堵剂材料优选[3]、转向裂缝扩展轨迹[4]、裂缝起裂机理[5]等方面做了一定研究,但缝内暂堵剂用量方面的研究较少。暂堵剂在裂缝中的暂堵机理是个复杂的过程,以裂缝闭合为前提,起初实际应用中暂堵剂用量通常根据现场经验而定,目前尚未有统一的计算方法[6]。刘全喜等[7]应用不同射孔孔径、穿深,乘以预封堵的炮眼数计算暂堵剂用量。魏天超等[8]提出挤注和升降排量测试方法,依据有效吸液孔数及测试压力变化,确定施工排量下达到裂缝延伸的压力,动态调整暂堵转向施工时入泵的暂堵剂量。苏良银等[9]根据天然微裂缝开启条件,通过平衡暂堵两端的压差求取裂缝暂堵距离,进而估算暂堵剂用量。熊颖等[10]认为暂堵转向剂用量与堵剂封堵层厚相关,暂堵剂类型的优选和用量设计是决定形成复杂缝网的关键,直接影响着压裂井的改造效果。笔者通过实验,建立了满足40 MPa压差的承压条件下的暂堵剂铺置厚度与裂缝宽度的关系图版,通过压前成像测井、小型测试结果等多种手段结合,精确判断裂缝开启数量,进而提出暂堵剂用量的计算方法,并在压裂过程中动态监测,根据压力波动情况实时调整,达到复杂缝网形成的目的,实现致密油气藏的有效动用。

    • 缝内暂堵转向工艺是屏蔽天然裂缝、断层、克服高应力差,改善裂缝形态,让裂缝更加复杂化的有效措施[11]。缝网压裂的滑溜水阶段,在分支缝延伸过程中,通过一次或多次向井段内投送暂堵剂,遵循流体流向阻力最小方向流动的原则[12]。暂堵剂进入已压开的分支裂缝,产生高强度的滤饼桥堵,迫使缝内净压力上升,在裂缝壁面应力薄弱处发生破裂,产生新的分支裂缝,使后续压裂液不能进入原分支裂缝,而进入高应力区或者新裂缝层[13]。在主裂缝周围产生更多的次裂缝,形成复杂缝网,达到增大改造体积的目的,压后暂堵剂在一定时间内完全降解,随返排液排出,不会造成地层污染。

    • 暂堵剂的优选条件需满足:(1)适中的粒径,可以随压裂液进入裂缝;(2)具有一定的封堵性,即在满足储层温度、压力条件下形成具有一定的封堵能力的堵墙,提高裂缝缝内净压力,进而憋开新的裂缝;(3)压后一定时间内可以彻底降解并顺利返排出井筒,避免对地层造成伤害。

      暂堵剂的研究由最初的惰性有机树脂、固体有机酸、遇酸溶胀的聚合物等暂堵剂[14],发展到颗粒型暂堵剂[15-16]、冻胶型暂堵剂[17]、纤维型暂堵剂[18]和泡沫型暂堵剂等,后来王彦玲等[13]考虑暂堵剂解堵问题,进行了酸溶性、水溶性和油溶性暂堵剂的研究,认为残渣量小、封堵强度高的水溶性暂堵剂是未来研究重点,其中具有自清洁性的可降解暂堵剂是最有潜力的发展方向。吉林油田致密储层压裂现场使用的暂堵剂,严格按照暂堵剂性能(暂堵剂的封堵性和溶解性)评价重点考虑[19],优选一种新型的清洁环保型高强度水溶性暂堵材料。该暂堵剂是可溶解生物聚合物,耐温60~150 ℃,耐压差40 MPa,溶解时间可控(2~96 h),属于水基温控溶解型暂堵剂,其抗压性能良好,溶解后水质干净清亮,呈弱酸性,利于致密储层清洁改造。如图1所示,为优选的暂堵剂在一定温度下的承压能力评价,红色压力曲线明确其承压可达40 MPa。

      图  1  暂堵剂承压曲线

      Figure 1.  Pressure bearing curve of temporary plugging agent

    • 暂堵剂用量设计合理与否,是复杂缝网形成的关键,直接影响着压裂井的改造效果。若暂堵剂用量偏少,封堵程度不够,使得暂堵层的渗透性和承压能力受限,分支缝网形成范围受限,达不到实现增大改造体积的目的;若暂堵剂用量偏多,不仅造成施工成本的浪费,还使现场的施工难度增大和作业时间增加。起初暂堵剂加量凭主观经验确定,受区域地质条件、储层温度、储层厚度、岩石力学参数等各方面影响,并没有统一的计算方法。现场暂堵剂的用量多以郭亚兵[20]提出的满足暂堵压实后滤饼厚度2.3 cm以上为条件的计算公式设计。然而现场压裂施工过程中发现,按该方法设计的暂堵剂用量不确定性较强,施工过程暂堵剂加入时机、速度要求严格,且公式里相关参数多人为经验给出,合理性需要继续优化。

      笔者基于调研和现场应用效果,开展了室内暂堵剂滤饼承压评价实验。如图2所示,承压≥40 MPa情况下的暂堵剂铺置厚度H与裂缝宽度W关系图版,可以确定不同裂缝宽度,在承压不变的情况下所需要的暂堵剂厚度,比如10 mm裂缝宽度满足承压≥40 MPa情况下的暂堵剂铺置厚度为217 mm, 再结合动态裂缝高度、微裂缝条数,根据计算公式(1),进一步优化暂堵剂用量。

      $$ G=(2\times H\times h\times W)\times n\times \rho \times (1+K)$$ (1)

      式中,G为暂堵剂质量,kg;H为暂堵剂铺置厚度,mm;h为动态裂缝高度,m;W为分支缝宽度,mm;n为分支缝条数;ρ为暂堵剂视密度,取值1.7 g/cm3K为嵌入裂缝比例,取值2%。

      图  2  裂缝宽度与暂堵剂铺置厚度关系图版

      Figure 2.  Relationship chart of fracture width vs. placement thickness of temporary plugging agent

      天然裂缝开启数量是通过压前结合成像测井解释的天然裂缝数量、压前小型测试方法G函数分析的微裂缝数量以及开缝因子共同确定的。例如,YS204-1井成像测井(FMI)识别,3 522~3 528 m发育天然裂缝,结合诸多学者应用裂缝密度表征裂缝发育程度[21],该井裂缝密度1.8条/m,且裂缝走向与最大水平主应力方向夹角较小(20°~45°),压裂过程中裂缝较难开启,需通过缝内暂堵转向压裂技术提高缝网的复杂程度。

    • 以英台气田营城组的YS204-1井为例,该井压裂井段为3 142.0~3 632.0 m,岩性以火山碎屑岩为主,平均孔隙度为7%,平均渗透率为0.05×10−3 µm2,属于低孔、低渗、小孔喉的致密储层。施工设计分为4段进行压裂,排量为6.0~17.0 m3/min,砂量为310 m3,暂堵剂用量2 684 kg,总液量9 151 m3,其中,基液量为3 518 m3,滑溜水液量为5 633 m3。压裂第1段按照常规经验方法应用了200 kg暂堵剂进行缝内暂堵[20]。如图3所示为同等排量(17 m3/min)下投放暂堵剂前后压力上涨情况,发现压力不但没有上涨反而下降了2 MPa,说明暂堵未见效。现场压前也做了小型测试,利用FracproPT压裂优化设计软件进行G函数分析,确定最少存在5条裂缝,第1段应用200 kg暂堵剂仅能封堵2、3条裂缝,暂堵剂数量存在明显不足。

      图  3  YS204-1井第1段(116~120号层)压裂施工曲线

      Figure 3.  Fracturing construction curve of the first stage (layer 116~120) in Well YS204-1

      根据式(1)计算得出单条裂缝每米厚度储层暂堵剂用量为4.2 kg,同时综合考虑了开启裂缝条数,对剩余未施工的压裂井段进行了暂堵剂用量的重新设计,并在压裂过程中进行动态监测,根据压力波动情况实时调整。随后剩余的3段压裂,暂堵剂进入地层后,投暂堵前后同等排量施工压力上涨2.0~7.0 MPa,具体数据见表1。表中压力均有上涨,说明实现一定范围的缝内暂堵转向,使得裂缝发生破裂角度增大,改造范围增大,形成复杂缝网。

      表 1  YS204-1井投放暂堵剂前后压力上涨情况

      Table 1.  Pressure increase after the injection of temporary plugging agent into Well YS204-1

      层号暂堵剂暂堵剂暂堵剂强度/
      (kg · m−1)
      投量/
      kg
      投前后排量 /
      (m3 · min−1)
      上涨压力/
      MPa
      投量 /
      kg
      投前后排量/
      (m3 · min−1)
      上涨压力/
      MPa
      116~12020017无明显变化未投3.3
      111~114350172.839087.024.7
      76~92300172.027084.011.9
      64~74200172.827083.514.7

      后续应用式(1)对10口井共33层进行了缝内暂堵剂用量的设计,其中25层投暂堵剂前后同等排量下压力增长0.5~7.0 MPa,有效率达到75.8%。统计已施工井段储层厚度及同等排量下压力的上涨情况,发现暂堵效果明显井基本集中在40 m厚度以内的致密储层,为后期致密储层设计缝内暂堵剂用量提供有利的依据。

    • (1)缝内暂堵转向压裂技术是利用暂堵剂的临时封堵作用,提高净压力,促使更多新微裂缝的开启和延伸,增加裂缝的复杂程度,增大单井改造体积。

      (2)暂堵剂的优选对于缝网的形成至关重要。选用的水基温控溶解型暂堵剂,是一种清洁环保型高强度水溶性暂堵材料,抗压性能好,溶解后水质干净清亮,呈弱酸性,利于致密储层清洁改造。

      (3)综合考虑了暂堵剂封堵厚度、动态裂缝高度、微裂缝条数及宽度等参数的暂堵剂用量设计方法,现场应用11口井37层有效率达到75.7%,暂堵转向效果明显,能够实现致密储层缝内暂堵转向造缝网的目的,为致密储层改造提供了理论依据。

参考文献 (21)

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