FS-3井異常高溫儲層壓裂改造技術

摘 要

摘要：FS-3井是位于濟陽坳陷構造帶上的1口埋藏深、裂縫發(fā)育的異常高溫井，對儲層改造施工的壓裂液以及對地層破裂壓力的預測等都提出了極高的要求。針對FS-3井的地質特征進行了
摘要：FS-3井是位于濟陽坳陷構造帶上的1口埋藏深、裂縫發(fā)育的異常高溫井，對儲層改造施工的壓裂液以及對地層破裂壓力的預測等都提出了極高的要求。針對FS-3井的地質特征進行了儲層改造的技術難點分析，在大量實驗測試的基礎上，優(yōu)選出耐高溫、高黏度且能滿足150℃高溫的低摩阻延遲交聯(lián)液體系。通過室內巖心實驗，利用儲層應力計算模型預測了地層破裂壓力和壓裂施工壓力。同時，采用粉砂降濾失、大排量施工、適當增加前置液用量、前置液階段伴注液氮幫助返排等技術措施，完成了FS-3井的壓裂施工設計，并進行了現(xiàn)場實施。最后，利用壓裂施工曲線、壓后排液及壓后產量測試資料，完成了FS-3井壓裂施工資料的評估分析，達到了預期效果。該成果對異常高溫儲層的壓裂改造設計和施工方案的形成具有指導意義。
關鍵詞：氣井；高溫；壓裂；交聯(lián)反應；破裂壓力；濾失；流變性；東營凹陷
1 地質概況
    FS-3井位于濟陽坳陷東營凹陷北部陡坡帶東段砂體較高部位。從構造上看，本井位于鹽16古溝谷中，溝谷內發(fā)育的砂礫巖體橫向展布范圍窄，縱向上多套疊置，呈退積狀分布。FS-3井處于背斜構造的翼部，地層由南向北傾斜，在砂礫巖體較高部位形成了巖性圈閉，是油氣的富集區(qū)，試油有望獲得工業(yè)油氣流。該井主要目的層為古近系漸新統(tǒng)沙河街組四段，屬低孔、低滲-特低滲儲層，壓裂改造是提高單井產能、實現(xiàn)高效開發(fā)的最為有效的手段[1]。
2 壓裂改造難點剖析
    FS-3井儲層埋藏深(近5000m)、異常高溫(175℃)、微裂縫發(fā)育、鉆井液漏失嚴重、表皮系數(shù)大(高達18.4)、砂礫巖與泥巖交互、單層厚度薄、固井質量差、井筒結構復雜，壓裂改造的難度極大，投資風險很大：①地層溫度高，對壓裂材料和設備、特別是壓裂液和封隔器提出了很大挑戰(zhàn)，儲層埋藏深、異常高溫，對工作液體系(尤其是壓裂液)耐溫、抗剪切性能提出了很大挑戰(zhàn)；②該區(qū)域天然裂縫發(fā)育、濾失嚴重，壓裂加砂過程中易產生砂堵，壓裂層段天然裂縫發(fā)育、濾失嚴重，壓裂過程中天然裂縫開啟，造成濾失難以估計，加砂過程中容易出現(xiàn)早期脫砂而出現(xiàn)砂堵，壓裂液滯留地層對天然裂縫造成嚴重傷害；③地層致密、滲透率低，特別是鉆井液密度大(1.84g/cm3)，漏失嚴重，儲層存在深部傷害，地層吸液困難、導致地層破裂壓力梯度度高，加之目的層深度大，地面施工壓力高，對施工設備提出了很高要求，改造工程風險大；④埋藏深度大，高壓壓力系統(tǒng)，對固井質量要求嚴格，井筒結構復雜、壓裂層段之上的技術套管固井質量不合格、下部尾管懸掛Ø114.3mm尾管，施工管柱受到很大限制，不利于提排量、造長縫；⑤主力層為砂礫巖、泥巖薄互層交互且?guī)r性致密，單層厚度薄，壓裂層段跨度大、裂縫起裂復雜，層間矛盾突出，完成縱向均勻改造的難度很大，砂礫巖破裂形態(tài)極不規(guī)則，造寬縫難度大，攜砂液流動阻力大，發(fā)生砂堵的可能性大；⑥對低孔、特低滲的致密氣藏，由于液體持續(xù)滯留導致“水鎖”產生以及注入液體不能完全返排，壓裂液的濾失造成在沿裂縫區(qū)域形成高含水飽和度帶，減少了侵入地帶的相對滲透率和烴類物質，影響壓后排液效果。
3 主要技術措施
3.1 超高溫低摩阻壓裂液體系性能測試分析
3.1.1壓裂液體系流變性實驗研究
    根據(jù)液體流變性測試方法[2]，在實驗室通過HAAKE-RS600流變儀測得了不同粉比瓜膠所配置的交聯(lián)凍膠的流變性(見圖1)。
 
    圖1可以看出，瓜膠濃度為0.56%和0.5%的體系在150℃保持了較高的黏度，基本能滿足攜砂、造縫的要求。同時，該壓裂液體系能滿足長時間注液要求，150℃剪切3h黏度不低于100mPa·s。由于目前的延遲壓裂液體系難以適應壓裂目的層段175℃的高溫，因此采用預置液和較大規(guī)模的前置液降低地層溫度，應用能適應150℃的壓裂液體系。
3.1.2壓裂液體系延遲交聯(lián)劑實驗研究
    從目前廣泛使用的延遲交聯(lián)技術來看，pH值和溫度是壓裂液性能的重要影響因素[3～5]。本試驗中選用延遲交聯(lián)劑BA1-21，它是由兩部分組成，其一是主交聯(lián)劑A，另一部分是副交聯(lián)劑催化劑B。試驗根據(jù)主副交聯(lián)劑使用配比的調節(jié)來控制壓裂液在需要的地方完成交聯(lián)，從而達到延遲交聯(lián)的目的。
    從表1可以看出此交聯(lián)劑的延遲交聯(lián)時間為2～10min，完全能滿足深井壓裂施工降泵壓以及降低井筒摩阻的性能要求。由于該井壓裂目的層超深，為降低施工壓力采用延遲交聯(lián)時間的壓裂液體系，延遲交聯(lián)時間大于5min。
表1 AB1-21交聯(lián)劑延遲交聯(lián)性評價表
交聯(lián)主劑A:催化劑B配比(體積)
延遲交聯(lián)時間(min)
95:5
2～4
90:10
4～6
85:15
6～10
3.2 通過巖石力學參數(shù)的測定確定破裂壓力
   要計算破裂壓力需要的基本數(shù)據(jù)有巖石的靜態(tài)彈性模量和靜態(tài)泊松比、地層孔隙壓力、孔隙度、有效應力系數(shù)以及巖層的三向主應力。利用高溫高壓巖石三軸試驗儀器對FS-3井的巖心測定其巖石力學參數(shù)(見表2)。
表2 FS-3井各層段巖石三軸實驗結果表
層號
深度(m)
最小水平主應力(MPa)
最大水平主應力(MPa)
垂向主應力(MPa)
靜態(tài)彈性模量(MPa)
靜態(tài)泊松比
地層孔隙壓力(MPa)
孔隙度(%)
有效應力系數(shù)
70
4827.5
67.91
79.61
113.54
26742
0.213
42.58
5.60
0.8
71
4831.3
69.91
78.90
113.63
21154
0.25
41.75
5.70
0.8
72
4835.8
68.67
79.82
113.74
25576
0.22
43.15
4.65
0.8
73
4840.2
71.33
82.52
113.84
23536
0.29
43.57
5.10
0.8
75
4848.6
70.99
80.28
114.04
19532
0.257
42.18
5.28
0.8
根據(jù)巖石拉伸破裂準則[6]，當巖石中存在周向拉伸應力并且達到材料的抗拉強度時，巖石就將在垂直于拉伸應力的方向產生裂縫，由該準則得出孔壁處的周向應力為[7]：
 
式中：σpθ為射孔孔眼周圍的切向應力，MPa；α為Biot多孔彈性系數(shù)；σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa；r為井筒半徑，mm；ri為孔眼距離井筒的距離，m；σv為垂向主應力，MPa；pp為地層中的初始孔隙壓力，MPa；pi為射孔孔眼內的壓力，MPa；μ為泊松比；φ為巖石孔隙度，%；δ為滲透性系數(shù)，地層可滲透時δ=1，地層不可滲透時δ=0；θ為射孔方向與σH方向的夾角，(°)；θ′為從井眼軸向順時針旋轉到井壁上孔眼底部切向應力方向的角度，(°)。
    在井壁處的最大有效拉伸應力達到巖石的抗拉強度時，巖石發(fā)生斷裂，即
    σ′pθ=-σi   (2)
    從式(1)可以看出：當pi增大時，σ′pθ變小；當pi增到一定程度時，σ′pθ將變成負值，即巖石所受周向應力由壓縮變?yōu)槔欤斶@種拉伸力大到足以克服巖石的抗拉強度時，地層則產生破裂，此時值為破裂壓力。
結合實驗所得的基礎數(shù)據(jù)用該模型對FS-3井的破裂壓力進行計算，得出該井的平均破裂壓力為81.16MPa，平均破裂壓力梯度為0.0168MPa/m，同時可以反算得到井口的施工泵壓為64.23MPa。如此高的破裂壓力，需要優(yōu)化射孔方案和防膨液試擠等措施：采用20孔/m的高密度射孔，射孔段相對集中，以一定程度上解決在高排量下進液困難、近井裂縫摩阻較高的問題；同時采用防膨液進行試擠，確定地層吸液能力，并一定程度上降低地層的破裂壓力。
4 應用情況
    為了確定地層的吸液能力，減小主壓裂大砂量加砂的施工風險，在主壓裂施工前采用防膨液對該層進行了試擠測試[8]。
    圖2為FS-3井4825.8～4852.2m層段的試擠施工曲線。從試擠曲線可以看出，提排量井口壓力升至73MPa地層破裂，降排量之后的停泵測壓降表明地層吸液能力較好。考慮到該層吸液能力較好，因此提出了將前置液量增加30m3。從FS-3井的壓裂施工曲線(圖3)可以看出，本層段施工注入預置液60m3、總液量717.6m3，加入0.45～0.9mm的Carbo陶粒70m3，平均砂比20%，最高砂比達39%。該層段施工圓滿完成了70m3的加砂任務。采用凈壓力擬合軟件，對該層位施工曲線進行了凈擬合分析，擬合的縫長為208.3m，達到了造長縫的設計要求，表明該井得到了有效的改造。據(jù)該層段壓后排液數(shù)據(jù)統(tǒng)計，該井小型壓裂進液20m3，大型壓裂進液711.3m3，井筒以1500m計算60m3，累計791.3m3，返排96.3%，如不考慮小型壓裂，則返排率98.8%；壓后產氣量高達5.6×104m3/d，達到了良好的預期效果，表明對該井采取的壓裂技術措施總體是可行的。
 
5 結論與建議
    1) 在大量實驗測試的基礎上，優(yōu)選出的耐高溫、高黏度的延遲交膠聯(lián)液體系，在該井的儲層改造中得到了成功應用，確保了該井在較低注液壓力下完成加砂，經(jīng)受了高溫、大砂量加砂的考驗，表現(xiàn)出良好的性能。
    2) 通過儲層特征分析和室內巖石力學實驗研究，利用儲層應力計算模型預測地層破裂壓力和壓裂施工壓力。
    3) 在室內研究成果的基礎上，結合粉砂降濾失、大排量施工、適當增加前置液用量、前置液階段伴注液氮幫助返排和采用延遲交聯(lián)體系等現(xiàn)場施工技術措施，探索出一套有效改造異常高溫深井的壓裂技術和方案。
    4) 利用壓裂施工曲線、壓后排液及壓后產量測試等資料，完成FS-3井壓裂施工資料的壓后評估分析，達到了良好的預期效果，表明對該井采取的壓裂技術措施可行。
參考文獻
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[8] 袁燦明，郭建春，盧聰.脈沖式注入壓裂測試確定致密氣藏地層滲透率[J].石油天然氣學報，2008，30(1)：282-284.
 
(本文作者：郭建春1 袁燦明2 李雪3 周光清3 1.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室西南石油大學；2.川慶鉆探工程公司井下作業(yè)公司；3.中國石化勝利油田勘探項目管理部)