裂縫性火山巖儲層加砂壓裂改造的綜合配套技術(shù)

摘 要

摘要：松遼盆地裂縫性火山巖儲層的改造工藝措施較為有限，嚴(yán)重地影響了對其含氣特征的認(rèn)識與開發(fā)效果。為此，開展了針對裂縫性火山巖儲層的人工裂縫破裂與延伸影響因素研究、耐高
摘要：松遼盆地裂縫性火山巖儲層的改造工藝措施較為有限，嚴(yán)重地影響了對其含氣特征的認(rèn)識與開發(fā)效果。為此，開展了針對裂縫性火山巖儲層的人工裂縫破裂與延伸影響因素研究、耐高溫低傷害壓裂液體系研究，并針對裂縫性火山巖儲層改造工藝措施進(jìn)行優(yōu)化，采用高黏液、優(yōu)化射孔、多段塞支撐劑注入等措施提高施工成功率及壓后效果，形成了裂縫性火山巖儲層加砂壓裂改造關(guān)鍵技術(shù)系列：小型壓裂測試資料處理解釋技術(shù)、多裂縫控制及降低濾失技術(shù)、壓后返排工藝技術(shù)、火山巖優(yōu)化設(shè)計技術(shù)等。應(yīng)用結(jié)果表明，該配套關(guān)鍵技術(shù)可以滿足生產(chǎn)的需要。
關(guān)鍵詞：松遼盆地；火山巖；儲集層；高溫；水力壓裂；壓裂液；裂縫(巖石)；羧甲基瓜膠
0 引言
    松遼盆地裂縫性火山巖儲層的改造工藝措施較為有限，如果在裂縫延伸機(jī)理及相應(yīng)工藝、液體方面不能形成一套完善的體系，勢必影響對裂縫性火山巖含氣特征的認(rèn)識與開發(fā)[1]。通過近年來的室內(nèi)攻關(guān)及現(xiàn)場試驗，形成了一套適合于裂縫性火山巖儲層加砂壓裂改造的技術(shù)系列。
1 人工裂縫破裂與延伸影響因素
    為了研究天然裂縫對水力裂縫的影響，采用大尺寸真三軸模擬實驗系統(tǒng)。鑒于天然巖樣的來源與加工條件所限，本實驗采用混凝土試樣。實驗研究模擬地應(yīng)力狀態(tài)為σV＞σH＞σh時，水力裂縫與單條天然裂縫在不同的逼近角度下的干擾情況，在此基礎(chǔ)上，考慮采用不同黏度的壓裂液、不同的排量對裂縫擴(kuò)展及幾何形態(tài)的影響。實驗中嚴(yán)格遵循相似理論的指導(dǎo)來進(jìn)行。實驗結(jié)果表明：水壓裂縫沿著水平最大主應(yīng)力方向擴(kuò)展遭遇天然裂縫時，在高逼近角度(大于等于60°)和高應(yīng)力差條件下往往直接貫穿天然裂縫；而在低逼近角度(小于等于30°)或低水平主應(yīng)力差條件下往往沿著天然裂縫的方向擴(kuò)展；當(dāng)應(yīng)力差為7MPa(60°)時，在應(yīng)力差不大的情況下，容易發(fā)生近井筒裂縫扭曲乃至產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)裂縫。
    高黏度壓裂液和高施工排量對于天然裂縫比較發(fā)育的火山巖儲層而言，有利于形成理想的水力主裂縫、減少天然裂縫對水力裂縫的影響，從而減少形成支縫的可能性。
    理論分析和實驗結(jié)果表明，除了水平主應(yīng)力差和逼近角外，近壁面巖石的力學(xué)參數(shù)也是影響裂縫張開的重要因素。隨機(jī)多裂縫地層容易產(chǎn)生多分支狀裂縫，造成濾失增大。由于隨機(jī)天然裂縫不斷地開啟與閉合，導(dǎo)致壓力曲線波動非常頻繁。
2 高溫、超高溫壓裂液體系
    為了滿足火山巖儲層高溫(130～180℃)對液體性能的要求，研究了羧甲基瓜膠超高溫壓裂液體系，通過調(diào)整稠化劑和交聯(lián)劑的用量，可以滿足火山巖儲層改造的需要。
    新型的低濃度新型高溫壓裂液體系，采用羧甲基瓜膠作為壓裂液體系的稠化劑，該稠化劑具有水不溶物含量低、液體單位增黏效果好的特點，通過室內(nèi)大量的篩選及合成實驗，開發(fā)出了專有的高溫交聯(lián)劑和高溫增效劑。該體系具有低殘渣低傷害易破膠的特點。優(yōu)化后的配方體系可使壓裂液在180℃、剪切120min后，黏度保持在60mPa·s以上(圖1)，破膠后液體黏度低于5mPa·s。
 

3 工藝技術(shù)措施
3.1 小型壓裂測試資料處理、解釋及分析
    按測試目的將小型壓裂測試分為3個主要階段：①活性水測試階段，擬合儲層滲透率，計算射孔孔眼及近井摩阻，確定目的層閉合壓力；②壓裂液(凍膠)測試階段，確定壓裂液效率、施工排量、裂縫延伸壓力，對主壓裂設(shè)計參數(shù)進(jìn)行調(diào)整；③試加砂測試階段，判斷儲層對砂液比的敏感性，確定主壓裂施工砂液比[2]。具體評價方法有：①小型壓裂測試及壓降分析；②結(jié)合現(xiàn)場資料的理論計算法(兩種)；③前置液階段兩次瞬時停泵壓力測試；④壓裂施工壓力的定性評價，從壓力曲線可以定性分析儲層的濾失情況，但無法得到定量結(jié)果。
    根據(jù)小型測試壓裂得到的破裂和延伸壓力高低、地層濾失情況、壓裂施工難易程度，對主壓裂設(shè)計進(jìn)行調(diào)整，確定主壓裂前置液百分?jǐn)?shù)、施工排量、最高加砂濃度.
3.2 多裂縫控制及降低濾失技術(shù)
3.2.1多裂縫控制技術(shù)
    現(xiàn)場實驗表明，天然裂縫發(fā)育狀況決定了裂縫性火山巖儲層的固有濾失能力，統(tǒng)計表明天然裂縫的濾失量可能是基質(zhì)濾失量的10倍，當(dāng)縫內(nèi)凈壓超過裂縫張開壓力時，濾失系數(shù)將增加50倍。對于天然裂縫發(fā)育的儲層，壓裂時容易形成多裂縫。
    室內(nèi)實驗研究表明，通過改變泵注排量和泵入液體的黏度能夠有效控制在天然裂縫中形成主裂縫，實際也正是體現(xiàn)了凈壓力對形成主控裂縫的關(guān)鍵作用，凈壓力越高越易形成主裂縫。凈壓力與排量、壓裂液成正比，也即黏度、排量越高，凈壓力越大，此時越易形成主裂縫.
3.2.2綜合降濾技術(shù)
    降濾失措施包括[3]：①100細(xì)粒支撐劑預(yù)充填技術(shù)(對天然裂縫發(fā)育)；②柴油降濾和300目油溶性樹脂或硅粉(基質(zhì)濾失大)；③高排量降濾；④壓裂液黏度控制濾失等。
3.2.3多級變參數(shù)控制多裂縫技術(shù)
    儲層與隔層地應(yīng)力差值較小、特低滲儲層，加砂規(guī)模較大時，在壓裂過程中，排量偏小，會造成早期砂堵；反之，如排量偏大，會引發(fā)起始的縫高失控。因此，一般情況下，可采取變排量的措施，施工排量由小到大。變排量的臺階數(shù)可根據(jù)需要采用2～3個排量系列，排量的增幅可根據(jù)臺階數(shù)和儲層情況綜合權(quán)衡后再予確定。
    變黏度技術(shù)：壓裂初期為了形成主裂縫，需要高凈壓力，而此時的排量較低因此需要高黏液體，同時可以實現(xiàn)降濾失目的。后期由于排量上升，為了維持一定的凈壓力，需要降低壓裂液的黏度，否則凈壓力會不斷上升，導(dǎo)致縫高向上、向下過度延伸，形成無效支撐。同時壓裂后期由于裂縫內(nèi)的溫度降低，因此壓裂液的耐溫耐剪切性能要求相應(yīng)也降低。變黏有兩種方式：①通過基液變黏；②通過調(diào)節(jié)交聯(lián)比實現(xiàn)變黏。
3.3 巖板長期導(dǎo)流能力
為了更接近于實際地下情況條件下進(jìn)行支撐劑導(dǎo)流能力實驗，考察支撐劑嵌入地層的影響，以便進(jìn)一步確定合理裂縫形態(tài)，準(zhǔn)確預(yù)測氣井產(chǎn)量[4]，實驗中首次采用了火山巖的巖板進(jìn)行導(dǎo)流能力實驗，實驗條件均考慮了地層溫度、地層鹽水的影響，實驗連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)，實驗時間在300h以上，以便對比長期導(dǎo)流能力。
    從實驗后的巖板照片(圖2)結(jié)合導(dǎo)流曲線(圖3)分析，嵌入的印記清楚，影響十分明顯。特別是在高閉合壓力的條件下，短期導(dǎo)流、鋼板長期導(dǎo)流以及巖板導(dǎo)流之間的差值相當(dāng)大，已經(jīng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出1/3的倍數(shù)。因此在閉合壓力較高區(qū)域作業(yè)時，應(yīng)該進(jìn)行支撐劑長期導(dǎo)流實驗，以獲得更接近地層實際情況的支撐劑導(dǎo)流能力數(shù)據(jù)，而不能再依賴經(jīng)驗數(shù)據(jù)。
 

3.4 氣體導(dǎo)流能力研究
    氣體導(dǎo)流實驗數(shù)據(jù)明顯高于液體介質(zhì)測定的導(dǎo)流能力數(shù)據(jù)(圖4)，因此在可以使用小粒徑與常規(guī)粒徑的組合技術(shù)或根據(jù)情況全程采用小粒徑支撐劑技術(shù)進(jìn)行氣藏改造，而且不一定需要追求高砂液比施工，從而不但可滿足生產(chǎn)要求，而且可以避免施工砂堵風(fēng)險。
 

3.5 火山巖優(yōu)化設(shè)計技術(shù)
    壓裂前儲層綜合評價是必須的，比如巖石力學(xué)試驗、地應(yīng)力剖面解釋等，同時根據(jù)儲層物性的認(rèn)識結(jié)果對壓后產(chǎn)能進(jìn)行預(yù)測，對縫長和導(dǎo)流能力進(jìn)行初步優(yōu)化，并根據(jù)施工規(guī)模及儲層改造工藝需要優(yōu)選支撐劑及液體體系。針對裂縫性火山巖復(fù)雜的井層情況，提出了火山巖大型壓裂的難點和技術(shù)對策[5]。通過三維壓裂優(yōu)化軟件，分別優(yōu)化施工參數(shù)，包括前置液量、排量、規(guī)模等。形成較為優(yōu)化的泵注程序，為了應(yīng)對現(xiàn)場的施工復(fù)雜情況及在測試壓裂后及時進(jìn)行施工，應(yīng)有2～3套不同濾失情況及施工壓力下的優(yōu)化泵注程序。
3.6 壓后返排工藝技術(shù)
    為了盡量減少壓裂液濾液對儲層的傷害和提高支撐劑在儲層內(nèi)的支撐效率，往往采取裂縫強(qiáng)制閉合技術(shù)，尤其是對于裂縫更多地向下延伸的情況更是如此。研究放噴油嘴尺寸的確定方法，使裂縫既能盡快閉合，又不至于過多返吐支撐劑，從而影響壓裂的最終效果。
    由體積平衡原理，建立井口放噴壓力模型并進(jìn)行求解，編制成了軟件，對裂縫的閉合時間、支撐劑沉降距離、支撐劑回流等進(jìn)行計算，確定最優(yōu)的放噴尺寸，保證壓后返排工作制度合理可靠。現(xiàn)場應(yīng)用15井次，壓裂液返排率提高10%以上。
    裂縫性火山巖儲層改造配套技術(shù)研究成果吉林深層火山巖氣藏15井次，儲層深度達(dá)到5200m，施工最高儲層溫度183℃，最大加砂規(guī)模達(dá)到137m3，施工成功率93.3%。
4 結(jié)論
    1) 通過機(jī)理研究、室內(nèi)評價實驗，形成了一套適合裂縫性火山巖儲層改造的綜合配套技術(shù)，應(yīng)用結(jié)果表明，該配套關(guān)鍵技術(shù)可以滿足高溫儲層及大規(guī)模加砂壓裂需要。
    2) 設(shè)計中首次利用巖板進(jìn)行了長期導(dǎo)流能力和氣體導(dǎo)流能力進(jìn)行實驗，更能切合實際地進(jìn)行方案優(yōu)化，指導(dǎo)設(shè)計施工。
    3) 形成的高溫壓裂液體系具有較好的流變性能及低傷害、快速破膠等性能，能夠滿足裂縫性火山巖儲層高溫、大規(guī)模長時間施工的要求。
    4) 地應(yīng)力優(yōu)化射孔技術(shù)、多裂縫處理技術(shù)、現(xiàn)場測試技術(shù)、小粒徑施工方法、壓后返排等技術(shù)的應(yīng)用確保了大規(guī)模加砂壓裂施工的順利進(jìn)行及壓后效果，為其他類似儲層改造提供了借鑒。
參考文獻(xiàn)
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[2] 馮程濱，謝朝陽，張永平.大慶深部裂縫型火山巖儲氣層壓裂技術(shù)試驗[J].天然氣工業(yè)，2006，26(6)：108-110.
[3] 劉合，閆建文，馮程濱，等.松遼盆地深層火山巖氣藏壓裂新技術(shù)[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2004，23(4)：35-37.
[4] 曹寶軍，李相方.壓裂火山巖氣井多裂縫產(chǎn)能模型[J].天然氣工業(yè)，2008，28(8)：86-88.
[5] 馮程濱，張玉廣，王賢君.深部火山巖儲層壓裂改造主要技術(shù)對策[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2008，27(5)：85-88.
 
(本文作者：楊振周1 張應(yīng)安2，3 石寶民2 王鴻偉2 楊喜峰2 1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；2.中國石油吉林油田公司；3.大慶石油學(xué)院)