海拉尔油田混注纤维压裂技术.pdf

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第16卷第6期特种油气藏Vol|16No．62009年12月SpecialOilandGasReservoirsDec．20o9文章编号：1006—6535(2009)06—0074—03海拉尔油田混注纤维压裂技术刘琦，刘淼，李存荣，赵昊炜(中油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆163000)摘要：针对海拉尔油田贝301区块储层欠压严重，压裂施工过程中近井地带大部分支撑剂回流，造成裂缝部分或完全闭合，影响油井压裂效果问题，利用纤维具有物理稳固、可形成空间网状结构的特性，开展了碳纤维防砂技术室内实验及现场试验。研究表明，混注纤维压裂技术，即将碳纤维直接加入到压裂液中是可行的。对比防砂效果，碳纤维与包襄陶粒相近，但碳纤维除具有防砂作用还能够提高压裂液悬砂性能，改善裂缝铺砂剖面、提高改造效果。本次研究对海拉尔油田欠压储层改造提供了技术支撑，为国内相关油田相似储层的压裂改造提供了借鉴。关键词：压裂；支撑剂；回流；包裹陶粒；纤维防砂；导流能力；海拉尔油田中图分类号：TE357．1文献标识码：A的趋势，国内还鲜有这方面的研究报道。因此，开前言展室内实验评价工作，并在海拉尔油田现场应用获海拉尔复杂岩性油田地层压力系数在0．6以得了成功。上的油井，70％以上都存在较严重的支撑剂回流现1常规支撑剂回流控制技术象。随着压裂液返排速度的提高，部分支撑剂被带入井筒，带来了诸多问题。主要表现在3个方常规压裂防砂措施有强制闭合、树脂包裹支撑面⋯：①回流出的支排剂部分随液流进人泵筒，造成剂等几种技术。在海拉尔盆地常用压裂防砂工艺卡泵，从而导致检泵，增加了作业工作量，延误了压为尾追树脂包裹陶粒。树脂包裹陶粒属于树脂涂裂液返排时机；②对于口袋较浅的压裂井，支撑剂回层支撑剂的一种，树脂涂层支撑剂是在普通的石英流会造成排液期间砂埋油层，需要进行冲砂作业，通砂或陶粒表面均匀地涂覆一层树脂而制成的防砂常1500m左右冲砂检泵作业周期需要2～3d，且材料。这种材料呈松散状，在常温常压下稳定，不常规冲砂作业过程中工作介质倒灌，增加了排液工发生粘连。树脂涂层支撑剂用于油气田井下作业作量，严重影响压裂效果；③支撑剂回流会造成支始于20世纪70年代中期J。该防砂技术利用砂撑裂缝变窄，裂缝导流能力下降，导致压裂增产效粒表面包裹的树脂在地层温度、压力下发生固化反果受到影响。近几年来水力压裂逐渐成为海拉尔应，使涂层砂固结形成具有中等强度的可渗滤人工油田主要增产措施，压裂增产达到措施产量的井壁，成为可阻挡支撑剂回流进入井筒的防砂屏80％以上。在压裂施工过程中，压裂液的及时返排障。施工时，用普通压裂设备将其与压裂液混合后决定了压后增产效果的幅度。随着返排速度的提泵入井内。与普通压裂使用的支撑剂相比其成本高，部分支撑剂回流，近井地带大部分支撑剂回流较高，因此，树脂涂层支撑剂一般以占支撑剂总量出来，造成裂缝部分或完全闭合，导致压裂施工失的20％～40％(质量比)尾追注入。败。从国外的应用情况来看，有效控制支撑剂回树脂涂层支撑剂具有很多缺点：①能与压裂液流，以混注纤维压裂技术(纤维增强加砂压裂技的部分添加剂(如pH值调节剂、交联剂和破胶剂术)最具发展潜力J。混注纤维压裂技术近年来等)发生化学反应，影响支撑剂在裂缝中的堆积；在国外发展较快，有逐步取代树脂涂层支撑剂技术②树脂涂层的固化需要较长的关井时间，增加了施收稿日期：2008一l1—11：改回日期~2009—04—28作者简介：刘琦(1982一)，男，硕士，2007年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，主要研究方向为油气田压裂增产技术。 第6期刘琦等：海拉尔油田混注纤维压裂技术75工时间及费用；③树脂涂层支撑剂不能在温度大于3室内实验200~C时使用，在温度低于50~C时需要催化剂以促使包胶树脂固化。此外，该方法需要足够的闭合压3．1实验药品力、关井时间和温度，支撑剂才能在裂缝内粘合在一起，这使得现场控制能力大大降低。实验药品主要包括：增稠剂、润湿改进剂、防乳化剂、粘土增强剂、交联剂、聚合物、三氯化铬和碳2碳纤维防砂技术纤维。采用碳纤维防砂技术比用可固化的树脂包裹3．2压裂液粘度的检测与比较支撑剂更灵活，其原理是将短纤维与支撑剂在携砂液中均匀分散，一起尾追注入，在裂缝中形成按照比例配制2种压裂液体系(加入纤维与复合介质，纤维是增强相，支撑剂为基体，每根纤维未加入纤维)各200mL。2种体系配方主要区别和若干粒支撑剂颗粒接触，依靠纤维材料的搭接、为加入纤维的液体体系中聚合物用量降低为另一缠绕性能构成一种类似网状的互绕结构，二者通过种体系的1／3，取而代之的是加入了适量的碳纤维接触压力和摩擦力相互作用。压裂液开始返排后，短切丝。将2种压裂液配制成交联液后，放入仪器由于流体载荷，支撑剂团发生塑性剪切形变，形成中在170S～、IO0~C下测试其不同时间剪切粘度变一系列的拱形结构，即砂拱，在压后排液过程中，砂化(表1)。拱的剪切形变将引起纤维的变形，诱发的纤维轴向表12种体系的剪切粘度对比捌—型力分解为切向、法向2部分，切向分量直接抵抗砂拱剪切变形，法向分量增加侧限压力，增大了支撑剂问的孽擦力，问接抵抗砂拱剪切变形，从而提高砂拱稳定性和I临界返排速度，控制支撑剂运移。纤维能够固定住支撑剂，但并不影响液体自由流动。它对地层温度、压力或关井时间等因素没有要求，可以看出，加入纤维压裂液体系，剪切粘度变纤维叮以在整个携砂过程中使用，为了降低成本，化与高浓度聚合物体系粘度相近，证明加入纤维后一般把纤维与一定数量支撑剂尾追注入，其加量一可以适当减少聚合物的加入量而不会影响压裂液般是尾追砂鼍的1．0％～1．5％。的携砂性能。有文献记载，压裂液中的聚合物量由由于纤维采用的是物理稳固机理、而非复杂的35×10mg／kg减少为l8X10～mg／kg，储层的导流能力增加10个百分点¨。因此，获得纤维与聚化学固化反应，与压裂液及交联剂、破胶剂等添加剂的配伍性好，它受地层温度、裂缝闭合压力和关合物的适量配比，会得到最优的储层导流能力。井时间的影响较小，应用范围广。作业者有较强的3．3裂缝导流能力实验灵活性来选择排液程序，最大限度增加油气井产能、降低排液费用。此外，纤维网络的存在限制按照比例配制基液，平分盛装。其中一瓶加入裂缝中支撑剂的自由运动，冈此，压裂施工完成纤维，另一瓶未放人纤维，配制成交联液后，放入水后，立即排液，提高排液速度，缩短排液时间，增浴加热。利用人造岩心，2O～40目石英砂进行裂加单井产量，减少压裂施工成本。缝导流能力测试(表2)。表2不同温度及闭合压力下的导流能力检测值 76特种油气藏第16卷＼：H爆蹄由表2可以看出，陶粒在高温和高压下导流能∞舳∞∞加力高于石英砂，证明低强度的支撑剂不能提供有效的导流能力，降低油井产量。可以看出，加入纤维后压裂液对储层的影响较小，导流能力变化不大。为了更清楚表述纤维对储层导流能力的影响，绘制了随时间变化加入纤维储层导流能力恢复情况图(图1)。图1表示随时问变化纤维在储层中老化及含有纤维储层与未加入纤维储层导流能力的比3405l0值。可以看出，温度越高，纤维老化速度越快，储层砂浓度／(kg／m。)导流能力恢复越快。在90～100oC条件下，导流能图2不同砂浓度20／40目陶粒沉降速度对比(80℃)力恢复时间为2～4d；在低温条件下，导流能力需要5～15d可以恢复。4现场试验海拉尔油田贝301区块储层物性条件差，需要6一5Ⅲ／目41)／巡3篷避2熏橐}l0通过压裂措施实现增产。随着开发时间的延长，地层注水困难，开采能量补充不足，导致地层欠压严重，闭合压力低。统计2006年压裂井平均闭合压力不足16MPa，支撑剂回流严重。2007年4月首次应用了碳纤维压裂防砂技术。现场试验1口井一贝52—56井。该井设计压裂施工在追加陶粒时使用碳0369l2纤维携带液。现场配制碳纤维携带液测试基液共计时间／d25m，粘度40mPa·S。将碳纤维加入配液池中，循图1随时间变化加入纤维储层导流能力恢复情况环同时搅拌，共加入碳纤维160kg，2h后，纤维分散均匀。压裂目的层NII，井段为12．50．2—1247．4ITI，3．4支撑剂沉降速度实验排量为2．4In／min，砂比程序10％一15％—20％一实验选取10％、20％、30％不同砂比的陶粒，25％—30％，25％阶段起碳纤维携带液15in(配比即170、340、510km砂浓度，用其来代表整个加浓度25％)，30％阶段尾追陶粒，测压后瞬时停泵压砂过程中随砂浓度变化，支撑剂沉降速度的变化规力为5．8MPa，施工顺利。压后初期产油18．0t／d，律。将加入纤维与未加入纤维的压裂液进行对比取得了较好的增产效果(表3)。截至2007年9月(图2)，可以看出，加入纤维后，压裂液携砂能力增底，贝52—56井累计增油1184．6t，投入产出比达强，支撑剂的沉降速度为未加入纤维压裂液的1／3到1．0：2．6。试验结果表明，碳纤维与树脂包裹支—1／2。撑剂均具有较好的防砂效果。表3贝301区块压裂防砂效果对比5几点认识霎(1)目前，国内外支撑剂回流控制技术在不断撑剂回流给设备带来的损害，减少投入的成本，提高完善和进步，在实际现场应用中根据经济效益、设备单井产量，增加经济效益。(下转第81页) 第6期董长银等：不同完井方式水平井表皮系数及产能评价新方法81(2)根据模型算例分析结果，对于套管射孑L砾上裸眼系列完井，但依然可以稳定保持一个较高的石充填类完井方式，主要的表皮系数来自于钻井污值。染、射孔压实带和孔眼充填带；尤其是砾石充填射参考文献：孔孔眼的表皮系数占据主要地位。实际应用中应尽可能获得较高的砾石充填层渗透率，同时应尽可[1]熊友明，潘迎德．裸眼系列完井方式下水平井产能预能采用较大的孔径和孔密以及较粗的砾石尺寸，从测研究[J]．西南石油学院学报，1997，19(2)：42～44．[2]熊友明，潘迎德．各种射孔系列完井方式下水平井产而得到较小的表皮系数。而射孔几何表皮、井筒内能预测研究[J]．西南石油学院学报，1996，l8(2)：56充填、机械筛管等渗流区域的表皮系数较小，对水～58．平井产能比影响不大。[3]刘健，练章华，林铁军．水平井完井总表皮系数计算新(3)与层流表皮系数相比，各区域的紊流表皮方法[J]．钻采工艺，2006，29(2)：10～13．系数很小，除砾石充填射孑L孑L眼外，几乎可以忽略[4]刘健，练章华，林铁军．水平井不同完井方式下产能预不计。在实际应用中，可以不考虑紊流表皮系数。测方法研究[J]．特种油气藏，2006，13(1)：60～63．(4)对于油井水平井，裸眼系列完井产能比较[5]曾文广，米强波．水平井射孔完井表皮系数分解计算高，即使井筒空间被地层砂散砂沉积充填后，依然方法[J]．钻井液与完井液，2005，22(S1)：105～108．可以保持较高的产能比；射孔系列完井产能比相对[6]窦宏恩．预测水平井产能的一种新方法[J]．石油钻要低一些。如不采用砾石充填，由于地层出砂，当采工艺，1996，l8(1)：76～78．[7]张建国，雷光伦，张艳玉主编．油气层渗流力学[M]．井筒空间及射孔孔眼被地层散砂沉积充填后，产能东营：中国石油大学出版社，1998：12～13．比将会明显下降；对于易出砂地层，射孔砾石充填编辑王昱完井是一个可行的完井方式。其产能比虽然比不(上接第76页)pant[CJ．SPE38611，1997：5～8．(2)混注纤维压裂技术，适用于低渗透油田的[4]Philrace，Norbertobeig，Giler，Ginodi，Lullo．Newtech—niqueforproppantflowbackandimprovedfracturecon—压裂施工，该工艺对裂缝闭合压力无任何影响。实ductivities[C]．SPE69580，200l：25—28．验结果显示，随着纤维的降解，人工支撑的裂缝导[5]WoodWD，eta1．Ultra—lightweightproppantdevelop—流能力连续升高，最终两者差值几乎为零，证明纤mentyieldsexcitingnewopportunitiesinhydraulicfractu—维的加入对裂缝导流能力无任何影响。ringdesign[C]．SPE84309，2003：5～8．(3)纤维压裂液体系与合适的支撑剂配合使[6]于庆红，王宏飞，等．树脂包覆支撑剂控制回流方法研用，可以最大限度提高裂缝的导流能力。究[J]．石油钻采工艺，2005，27(1)：66～68．(4)加入纤维可以减缓支撑剂的沉降速度，提[7]王锦生．地层深部纤维防砂工艺技术[J]．石油天然高悬砂性能，改善裂缝铺砂剖面，提高改造效果，且气学报，2007，29(3)：436～438．可以因此减少聚合物等增粘剂的加入量，更有利于[8]李鹏，赵修太．纤维复合防砂技术的研究及现场应用保护储层，优化导流能力，提高产量。[J]．特种油气藏，2005，12(4)：87—89．[9]张绍彬，谭明文．实现快速排液的纤维增强压裂工艺参考文献：现场应用研究[J]．天然气工业，2005，25(11)：53～55．[1]陈冬林，张保英，等．支撑剂回流控制技术的新发展[10JEngelJN，eta1．Amechanicalmethodologyofi‘mprove[J]．天然气工业，2006，26(1)：101～103．proppanttransportinlow—viscosityfluids：applicationog[2]Nimerikkh，McConnell’s，Sanmelson．Compatibilityoffiber—assistedtransporttechniqueineasttexas[c]．resin—coatedproppantwithcross——linkedfracturingflu．SPE91434，2004：15～17．id[C]．SPE20639，2009：29～33．编辑王昱[3]RickardsMj，eta1．Proppant?Wedon’tneedanyprop—