編譯:邱筱琳 (長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院)孟浩 劉建平 (長(zhǎng)慶油田公司油田開發(fā)處)

審校:唐梅榮 (長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院)

定點(diǎn)壓裂技術(shù)在復(fù)雜地層中的應(yīng)用

編譯:邱筱琳 (長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院)孟浩 劉建平 (長(zhǎng)慶油田公司油田開發(fā)處)

審校:唐梅榮 (長(zhǎng)慶油田公司油氣工藝研究院)

自2004年中期定點(diǎn)壓裂技術(shù)問世以來,在澳大利亞的Cooper盆地已采用該技術(shù)開展作業(yè)140余次。定點(diǎn)壓裂技術(shù)是通過連續(xù)油管泵入具有磨蝕作用的液體,通過噴嘴的作用達(dá)到射孔的目的,最后通過連續(xù)油管和套管間的環(huán)空泵入壓裂液進(jìn)行壓裂。多段壓裂時(shí)層段之間采用砂塞 (推薦)或復(fù)合橋塞進(jìn)行封隔。Cooper盆地的地層特征較為復(fù)雜,其巖石強(qiáng)度大 [砂巖/頁巖的平均模量達(dá) (27.6～34.5) ×106MPa],靠近煤層,地層溫度高 (121～204℃),破裂梯度常高于1.0 psi/ft。在對(duì)該地層的所有改造措施中,出現(xiàn)脫砂的頻率高達(dá)40%,因此,處理這些問題時(shí)積累了經(jīng)驗(yàn)。

Cooper盆地 定點(diǎn)壓裂 復(fù)雜地層

1 引言

Cooper盆地位于南澳大利亞的東北角和昆士蘭的西南角,面積約為130 000 km2。它是澳大利亞最大的陸上油氣生產(chǎn)區(qū),目前700口氣井的日產(chǎn)氣量為1 699.2×103m3;50口油井的日產(chǎn)油量為350 t。盆地為晚石炭紀(jì)到中三疊紀(jì)儲(chǔ)層,屬于非海相沉積環(huán)境,具有河流-湖相特點(diǎn),巖性為向上變細(xì)砂巖、粉砂巖和頁巖與煤層夾層。

過去40年中,水力壓裂一直是開發(fā)Cooper盆地的一項(xiàng)核心技術(shù)。目前,已進(jìn)行了650余次的改造作業(yè)。通過分析發(fā)現(xiàn)。該盆地的壓裂環(huán)境非常復(fù)雜。其產(chǎn)層埋深在2 286～3048 m之間,儲(chǔ)層溫度為121～204℃,層間含有頁巖和煤巖夾層,破裂梯度為0.6～1.4 psi/ft(1 psi/ft=22.621 kPa/m),近井筒壓降高達(dá)21MPa。該盆地屬于常壓地層,少有超壓情況發(fā)生。

在應(yīng)用定點(diǎn)壓裂法前,對(duì)有多個(gè)射孔段的井采用填充壓裂法進(jìn)行改造。而據(jù)壓后生產(chǎn)測(cè)井結(jié)果(PL T)顯示,這種方法不能有效地進(jìn)行多段壓裂。其中1口井采用該方法進(jìn)行壓裂,壓開9段,只獲取了其中3段的產(chǎn)量。生產(chǎn)測(cè)試期間該井的日產(chǎn)氣量為9.9×103/m3。

隨著現(xiàn)有井出現(xiàn)的差異衰竭現(xiàn)象不斷增加,當(dāng)前的改造措施無法滿足生產(chǎn)需求。2004年中期,定點(diǎn)壓裂處理措施應(yīng)運(yùn)而生,因?yàn)樗軌驅(qū)ν痪矁?nèi)多個(gè)層段進(jìn)行有效的改造,且措施快捷、經(jīng)濟(jì)。

2 定點(diǎn)壓裂技術(shù)

自2004年中期定點(diǎn)壓裂技術(shù)首次應(yīng)用以來,已有30口井 (約50%的井)采用該技術(shù)進(jìn)行增產(chǎn)改造。在這30口井中,一共完成了149段作業(yè),平均每口井壓裂5段。

表1描述的是在2004—2006年間采用定點(diǎn)壓裂與未采用定點(diǎn)壓裂改造情況的對(duì)比。

表1 2004—2006年定點(diǎn)壓裂與非定點(diǎn)壓裂情況的對(duì)比

圖1 年平均日產(chǎn)量對(duì)比 (PPF:定點(diǎn)壓裂井;Non-PPF:非定點(diǎn)壓裂井)

采用定點(diǎn)壓裂和非定點(diǎn)壓裂處理井的壓后產(chǎn)量結(jié)果見圖1和圖2。圖1是2000—2006年的平均壓后產(chǎn)量[排液完成后,下入(1in=25.4mm)的生產(chǎn)油管投產(chǎn)1個(gè)月后的產(chǎn)量]。非定點(diǎn)壓裂措施井的壓后日平均產(chǎn)量為5.7×104～11.3×104m3,定點(diǎn)壓裂措施井日產(chǎn)量為14.2×104～17×104m3。

圖2描述的是通過對(duì)定點(diǎn)壓裂措施井中的限產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析而估算出的可采儲(chǔ)量。對(duì)于定點(diǎn)壓裂措施井的預(yù)測(cè)可能偏于保守,期望通過對(duì)低滲透率儲(chǔ)層的不斷改造,獲得更多的儲(chǔ)量。

圖2 預(yù)測(cè)的平均采收率

3 作業(yè)實(shí)施與設(shè)計(jì)

對(duì)最初8口措施井的作業(yè)程序稍作修改,以便優(yōu)化定點(diǎn)壓裂作業(yè),并對(duì)相關(guān)數(shù)據(jù)及資料進(jìn)行分析,逐漸形成了當(dāng)前所采用的工藝流程。當(dāng)前的定點(diǎn)壓裂操作步驟如下:

◇下連續(xù)油管,對(duì)第一個(gè)壓裂目的層進(jìn)行校深。

◇通過連續(xù)油管泵入119.826 kg/m3、20/40目的攜砂液,然后進(jìn)行噴射射孔,噴射時(shí)間不少于10 min。

◇通過連續(xù)油管泵入15%的 HCl,同時(shí)在環(huán)空中注入少量的酸液。

◇在保證連續(xù)油管注入速度的同時(shí),關(guān)閉環(huán)空,將剩余酸液擠入地層,直至壓開地層。

◇一旦地層被壓開,按照預(yù)先設(shè)計(jì)的排量向環(huán)空中泵入一定的液體;同時(shí)降低連續(xù)油管的排量,使油管內(nèi)的液體盡量接近靜止?fàn)顟B(tài),以便監(jiān)測(cè)井內(nèi)的壓力變化。

◇進(jìn)行近井筒壓降測(cè)試。

◇通過監(jiān)測(cè)壓降曲線判定閉合應(yīng)力、漏失情況、地層壓力以及滲透率。

◇上提連續(xù)油管柱至第二個(gè)目的層。泵入支撐劑的排量為718.8～1198 kg/m3。

◇將油管上提到下一個(gè)噴射深度,泵入主處理液。

◇誘發(fā)端部脫砂。若出現(xiàn)脫砂,將連續(xù)油管置于下一個(gè)切削深度處,返出多余的支撐劑;如果未出現(xiàn)脫砂,采用砂塞進(jìn)行層間暫堵。

◇對(duì)砂塞進(jìn)行試壓,壓力達(dá)到68.95 MPa。若試壓沒有通過,更換砂塞。注意,如果第二個(gè)砂塞不成功,則對(duì)井筒進(jìn)行清洗,采用機(jī)械封隔的方式。

◇如果層間封隔成功,重復(fù)上述過程。

圖3和圖4分別描述了措施井的施工壓力、排量以及砂濃度等。所有采用定點(diǎn)壓裂的井所使用的支撐劑均為20/40目的陶?；虻\土支撐劑,并采用16/30目的支撐劑進(jìn)行尾追。

圖3 定點(diǎn)壓裂施工情況 (實(shí)例)(0～5 h)

圖4 定點(diǎn)壓裂施工情況 (實(shí)例)(5～10 h)

下面將從作業(yè)施工時(shí)所采取的層間封隔方法、改進(jìn)的施工程序、井底鉆具組合等情況進(jìn)行詳細(xì)介紹。

3.1 隔離方法

目前,定點(diǎn)壓裂作業(yè)通常采用砂塞或支撐劑段塞進(jìn)行層間封隔。最初,在測(cè)試壓裂完成后,將連續(xù)油管上提20 ft(1 ft=30.48 cm);在主壓裂完成后,返出井筒中殘余的支撐劑,然后按照一定的排量泵入砂塞至連續(xù)油管底部,上提連續(xù)油管,等候1 h,至沉砂;隨后,探砂塞。若探到砂塞,地面打壓68.95 MPa,通過試壓來判斷砂塞是否完好。若探不到砂塞,按照上述程序泵入另外一個(gè)砂塞。使用該方法完成了98段壓裂作業(yè)。該方法的主要弊病:由于重新泵入砂塞的頻率過高,因此花費(fèi)的時(shí)間過長(zhǎng)。

為了提高效率,將上述方法進(jìn)行了改進(jìn)。在測(cè)試壓裂完成后,將連續(xù)油管上提至足夠的深度處以確保支撐劑段塞的形成 (一般高于噴射孔眼30～91 m)。在主壓裂完成后,進(jìn)行反循環(huán)洗井,返出剩余的支撐劑。讓連續(xù)油管下方的支撐砂沉積1 h,再利用連續(xù)油管探支撐劑段塞。若成功探到段塞,對(duì)段塞進(jìn)行試壓。若無法探到段塞,用上述方法泵入第二個(gè)段塞。據(jù)統(tǒng)計(jì),有25%的機(jī)率需要重復(fù)泵入段塞。但是,定點(diǎn)壓裂所使用的井下鉆具組合無法滿足返出剩余支撐劑的需求。

鑒于上述問題,將隔離方法做了進(jìn)一步的改進(jìn),決定嘗試“誘發(fā)端部脫砂 (ISOP)”。目前已應(yīng)用該方法作業(yè)17次,在某些作業(yè)過程中,即使降低排量,脫砂仍無法形成。但幸運(yùn)的是,脫砂頻率仍較高 (45%),大多數(shù)情況下取得了隔離效果。

為了減少由于隔離未成功需反復(fù)泵入砂塞所造成的時(shí)間損失,在必要的時(shí)候使用復(fù)合式橋塞。目前采用鋼纜坐放橋塞,而安裝鋼纜車往往需要花費(fèi)大量的時(shí)間,未來將考慮采用連續(xù)油管取代鋼纜。

3.2 作業(yè)程序的改進(jìn)

除了在隔離方法上有所改進(jìn)以外,對(duì)另外兩個(gè)程序也進(jìn)行了改進(jìn):壓開地層的方式以及使用先期砂塞充填處理。

通常在噴射作業(yè)后期泵入酸液酸蝕地層,僅通過環(huán)空泵入壓開地層?，F(xiàn)在,對(duì)該工藝加以改進(jìn),即在環(huán)空和連續(xù)油管中同時(shí)泵入酸液。高應(yīng)力儲(chǔ)層中,在地層被壓開前,停泵數(shù)分鐘,讓酸液更好地酸蝕地層,以達(dá)到較好的破裂效果。這種方法有利于較為致密儲(chǔ)層的改造。

另外,利用先期砂塞充填,有利于減少隔離失效頻率的發(fā)生,同時(shí)降低了油管的疲勞程度,縮短了施工的準(zhǔn)備時(shí)間。

3.3 井口裝置與完井

3.4 井底鉆具組合

最初,在定點(diǎn)壓裂試驗(yàn)井中選用了帶有3個(gè)噴嘴的噴射工具,以及機(jī)械接箍定位器配合砂塞進(jìn)行層間隔離。有13口井采用了該套井底鉆具組合完成了63段壓裂作業(yè)。圖5為井底鉆具組合示意圖。

圖5 原井底鉆具組合配置示意圖

這套井底鉆具組合裝置對(duì)于施工安全起到一定的積極作用。但在施工期間,存在著兩個(gè)問題:

◇工具磨損過大

◇容易斷開或遇卡

噴射器上出現(xiàn)的過大磨損,主要是由于泵入攜砂液階段形成流體切割以及噴射作業(yè)時(shí)形成的液體回濺所造成的。由于噴射器的磨損過大,因此在完成2次作業(yè)周期后需更換工具。圖6是噴射工具在完成3次射孔作業(yè)后所出現(xiàn)的噴嘴磨蝕情況:

在這13口井的作業(yè)過程中,井底鉆具組合出現(xiàn)了12次遇卡。曾使用過各種不同的解卡方法,如注酸段塞等,有8次成功解卡。而每一次處理過程中,都需將工具上提到地面,檢查原因。為了使定點(diǎn)壓裂繼續(xù)成為Cooper盆地領(lǐng)先的一種改造措施,必須研究出一種方法,盡力解決這個(gè)問題。

3.5 井底鉆具組合的改進(jìn)

鑒于上述問題,對(duì)井底鉆具組合重新進(jìn)行了配置,改進(jìn)后的工具布置如圖7所示。

圖7 目前的井底鉆具組合配置示意圖

目前有13口井 (67段)在作業(yè)中采用了該套井底鉆具組合。將機(jī)械接箍定位器直接坐放在噴射器上方,有助于固定噴射器。試驗(yàn)發(fā)現(xiàn),噴射器中3個(gè)噴嘴的磨蝕程度相當(dāng)。該系統(tǒng)的耐用極限尚不能確定,但目前使用一個(gè)噴嘴可以成功地完成3個(gè)層的噴射作業(yè),作業(yè)排量允許高達(dá)3.2 m3/min。自使用這套井底鉆具組合后,未發(fā)生工具遇卡等問題。

4 目前面臨的挑戰(zhàn)

4.1 無法壓開地層

在定點(diǎn)壓裂作業(yè)過程中,如果無法將地層壓開,這個(gè)問題是相當(dāng)嚴(yán)峻的。而在Cooper盆地所有定點(diǎn)壓裂試驗(yàn)井中,這種比例占了6%。當(dāng)定點(diǎn)壓裂無法完成作業(yè)時(shí),使用常規(guī)的射孔槍進(jìn)行射孔及壓裂,反而取得了成功。目前正著力解決定點(diǎn)壓裂的這一局限性。嘗試使用較大口徑的連續(xù)油管,使噴射速率提高等方法。

4.2 高應(yīng)力環(huán)境

高應(yīng)力環(huán)境始終是定點(diǎn)壓裂技術(shù)在發(fā)展過程中所面臨的主要挑戰(zhàn)之一,尤其是有些區(qū)域的破裂壓裂梯度大于1.1 psi/ft。對(duì)于這種類型的地層,水力壓裂是最好的改造方法。但目前在Cooper盆地,暫未嘗試將水力壓裂和定點(diǎn)壓裂技術(shù)相結(jié)合進(jìn)行改造。

4.3 相繼衰竭儲(chǔ)層

對(duì)Cooper盆地進(jìn)行常規(guī)壓裂改造中發(fā)現(xiàn),增能液體的應(yīng)用對(duì)于改造衰竭儲(chǔ)層有一定的優(yōu)勢(shì)。目前對(duì)于少數(shù)的衰竭地層 (孔隙壓力<0.2 psi/ft)尚未嘗試改造。下一步的目標(biāo)是如何在衰竭層,尤其是多個(gè)持續(xù)衰竭層中實(shí)施定點(diǎn)壓裂作業(yè),并且要通過一系列的試驗(yàn)來判斷:在定點(diǎn)壓裂作業(yè)過程中,能否應(yīng)用增能流體,最佳的層間封隔辦法是什么,以及采用其他類型的多級(jí)處理方法是否更適合等。

4.4 過早脫砂

上文曾提到在所有的定點(diǎn)壓裂改造措施中,發(fā)生過早脫砂的頻率占26%。過早脫砂從某種程度上來講,大大降低了定點(diǎn)壓裂作業(yè)的總效率,且部分層段不能得到完全、充分的改造。估計(jì)發(fā)生過早脫砂的主要原因是在定點(diǎn)壓裂處理過程中施工排量偏低。在使用的井口之前,在主壓裂過程中,排量只能達(dá)到2.4 m3/min,而使用新型井口后,排量可達(dá)2.4 m3/min。排量的提高意味著能開展更大規(guī)模的壓裂作業(yè)。因定點(diǎn)壓裂過程中,過早脫砂的頻率依然高于要求值,需進(jìn)一步進(jìn)行技術(shù)研發(fā),以達(dá)到提高排量的目的。

4.5 層間封隔技術(shù)

層間封隔技術(shù)雖然獲得了一定的發(fā)展,但目前面臨的最大挑戰(zhàn)是在誘發(fā)脫砂不成功時(shí),采取何種有效的措施實(shí)現(xiàn)層間封隔。因此,在定點(diǎn)壓裂作業(yè)過程中,要提高精確控制誘發(fā)脫砂的能力。

4.6 作業(yè)對(duì)象的選擇

從定點(diǎn)壓裂作業(yè)的結(jié)果可看出,如何選擇作業(yè)對(duì)象也是提高作業(yè)效率至關(guān)重要的一個(gè)因素。定點(diǎn)壓裂措施結(jié)果顯示:原始測(cè)井、巖石類別以及裸眼地層測(cè)試所推斷出的產(chǎn)層質(zhì)量與通過生產(chǎn)測(cè)試所獲取的產(chǎn)量沒有明顯的聯(lián)系。隨著儲(chǔ)層壓力的不斷下降,單井成本不斷上升,如何選擇合適的定點(diǎn)壓裂措施至關(guān)重要。

5 未來研究的方向

在Cooper盆地應(yīng)用定點(diǎn)壓裂技術(shù)的2年中,積累了大量的成功經(jīng)驗(yàn),但同時(shí)也面臨著一系列的挑戰(zhàn)。下文所列舉的一些問題便是下一步工作的方向。

5.1 2in的連續(xù)油管

過早脫砂問題依然頻頻發(fā)生,反循環(huán)和排液花費(fèi)了大量的時(shí)間。常規(guī)采用的連續(xù)油管,反循環(huán)和噴射的排量局限在3 bbl/min(1 bbl=0.159 m3)。近來嘗試使用2 in連續(xù)油管,反循環(huán)速率增大,因此預(yù)計(jì)排液時(shí)間將減半。此外,應(yīng)用2 in的連續(xù)油管可將井底鉆具組合中噴射器噴嘴的數(shù)量增加到5個(gè)或6個(gè)。井底鉆具組合示意圖見圖8。2006年12月首次試用2 in連續(xù)油管。

圖8 井底鉆具組合示意圖

5.2 小外徑工具的應(yīng)用

鑒于在噴射過程中容易造成對(duì)井下工具的磨損,打入環(huán)空中的排量限制在3.2 m3/min。目前正嘗試著減小工具的外徑,目的是將排量至少提高到3.9 m3/min,開展更大規(guī)模的作業(yè)。

5.3 連續(xù)油管坐放橋塞

在層段封隔中,當(dāng)無法實(shí)現(xiàn)封隔時(shí),要花費(fèi)大量的時(shí)間來解決問題。為了減少處理時(shí)間,嘗試使用連續(xù)油管坐放橋塞。地面測(cè)試已取得成功。2006年12月首次應(yīng)用此系統(tǒng)。這套系統(tǒng)的應(yīng)用將大大縮短作業(yè)時(shí)間。

5.4 塔架

目前,在施工作業(yè)中,始終由1臺(tái)質(zhì)量為50 t的起重機(jī)來支撐注入頭。為了增強(qiáng)作業(yè)的靈活性和安全性,目前正在設(shè)計(jì)一種類似于欠平衡鉆井所用的塔架。這種裝置便于快捷地更換井底鉆具組合,同時(shí)保證作業(yè)人員的安全。

6 結(jié)論

(1)自2004年中期定點(diǎn)壓裂技術(shù)首次在Cooper盆地應(yīng)用以來,目前已完成了 30口井(149段)的壓裂作業(yè)。這些措施井也取得了較為可觀的產(chǎn)量,比預(yù)期的值要高。同時(shí),定點(diǎn)壓裂技術(shù)不斷改進(jìn),為Cooper盆地的成功開發(fā)積累了大量的經(jīng)驗(yàn)。

(2)目前,定點(diǎn)壓裂技術(shù)的應(yīng)用尚未推廣到改造高度衰竭儲(chǔ)層。定點(diǎn)壓裂技術(shù)是否能夠用于改造大量的高衰竭地層,還需從今后所進(jìn)行的大量試驗(yàn)中得到證實(shí)。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.1.006

資料來源于美國《SPE 106052》

2008-11-03)