压裂防砂技术在南堡35_2油田大斜度井的应用

　　海　洋　石　油

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　　OFFSHORE　OIL

2010年3月

文章编号:1008-2336(2010)01-0058-05

压裂防砂技术在南堡35-2油田大斜度井的应用

鲍文辉1,程　林1,冯浦涌1,安百礼1,谭章龙2

(1.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部,天津塘沽300451;

2.中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津塘沽300452)

摘　要:南堡35-2油田明化镇组储层为中高孔、中高渗疏松砂岩稠油油藏,需要压裂防砂来实现增产和防砂。根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35-2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0。压后油井产液量提高明显,且不出砂,,性措施。

关键词:疏松砂岩;稠油油藏;压裂防砂;大斜度井;中图分类号:TE357.2:10.01.058

TheandsandcontrolforhighdeviatedwellsinNanbao35-2Oilfield

BaoWenhui1,ChengLin1,FengPuyong1,AnBaili1,TanZhanglong2

(1.ProductionOptimization,ChinaOilfieldServicesLtd.,Tanggu300451;

2.TianjinBranchofCNDOCLtd.,Tanggu300452)

Abstract:ReservoirsofMinghuazhenFormationinNanbao35-2Oilfieldareunconsolidatedsandstonereservoirsandheavycrudeoilformationwithmiddle2highporosityandpermeability,whichneedtocarryoutfracturingandsandcontroltostimulateproduction.Basedontheprinciplesoffracturingandcharacter2isticsofMinghuazhenFormationofwellA16inNanbao35-2Oilfield,suitablecleanfracturingfluid,proppantandfracturingtoolswereselectedandfracturingandsandcontroltechnologywasoptimizedtofitforthecharacteristicsofhighdeviatedwells.One2tripfracturingandsandcontrolwascarriedoutinMinghuazhenFormation,andoilwells’productionincreaseddramaticallywithoutsanding.It’sprovedthatfracturingcanstimulateproductionandcontrolsanding,whichisanaggressivemethodtoexploitun2consolidatedsandstonereservoirswithheavycrudeoil.

Keywords:unconsolidatedsand;heavycrudeoilreservoir;fracturingandsandcontrol;highdeviatedwell;cleanfracturingfluid

中高渗疏松砂岩稠油油藏在生产过程中容易出砂,而常规防砂方法通常是以牺牲油井的部分产能为代价的;中高渗地层在钻完井等作业过程中容易受到污染,生产过程中的微粒运移也会对地层深部的渗透率造成很大的影响。压裂防砂形

收稿日期:2009-09-28;改回日期:2009-10-28

成的高导流能力裂缝可以穿过近井伤害带,达到增产和防砂双重作用,是开发稠油油藏的一项进攻性措施。本文根据端部脱砂压裂的原理,并结合南堡35-2油田A16井明化镇组储层特点,优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和

),男,助理工程师,2007年毕业于中国石油大学(北京)应用化学专业,现从事于海上油田增产技术研究与应作者简介:鲍文辉(1984—

用。E2mail:baowh@。

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Pnet

工具,针对井斜大的特点优化了压裂防砂工艺,采用一趟管柱对明化镇1油组和0油组成功进行了压裂防砂施工。

w=

2E

(2)

式中:w为裂缝宽度,m;γ为岩石泊松比(无因

次);H为裂缝高度,m;E为岩石杨氏模量,MPa;

Pnet为净压力,MPa。

1　端部脱砂压裂原理

与低渗透储层压裂要求造长缝不同,高渗透储层中的端部脱砂压裂要求造短宽缝。这里需要引入一个概念:无量纲裂缝导流能力CfD。

CfD

=kxf

2　明化镇组储层特点与防砂策略

南堡35-2油田A16井为一口大斜度井,井斜达到70.6°。压裂防砂目的层段为明化镇组,垂深999.4～1052.7m;孔隙度28.9%～3319%,渗透率250.1×10-3560.7×10-3

(1)

式中:CfD为无量纲裂缝导流能力;kf为裂缝渗透率,μm2;w为裂缝宽度,m;k为地层渗透率,μm;xf为裂缝长度,m。

f是平衡的,,要得到最高产量的CfD1～2之间[1]。低渗透储层压裂改造对缝长要求较高,而对缝宽要求不是很高,这是因为(1)式中的裂缝导流能力kfw较大,要保持CfD值在1～2之间,需要提高地层向裂缝的供给能力kxf,因而需要提高裂缝长度。而高渗透储层压裂改造对裂缝导流能力要求较高,要求增加裂缝渗透率kf和裂缝宽度w。据文献报道

[2]2

μm2;,9.96MPa,m3/m3;原油1284.1mPa s;脱气原油密度6g/cm3;体积系数1.058。明化镇组油藏

地层压力梯度属于正常范围,储层砂体为泥质胶结为主的疏松砂岩,原油黏度较高,出砂较严重,需要防砂完井。

该井于2005年9月投产,采用套管射孔完井,优质筛管防砂。2006年6月,因地层供液不足手动停泵。分析认为由于地层出砂,油砂混合体使筛管堵塞,导致地层供液不足。2008年开始对该井进行大修再完井,由于修井过程完井液漏失严重,对储层的污染比较大,为了实现增产和防砂双重目的,对明化镇0油组和1油组两个层位进行压裂防砂。根据明化镇组储层特点优选出适合该井压裂防砂的清洁压裂液、支撑剂和工具。2.1　压裂液

,CfD≥10时,能够形成双线性流动。与

径向流相比,双线性流动模式可以大大降低近井地带流动的压降和压力梯度,对提高油井产量和

缓解岩石破坏(地层出砂)都十分有利。

以上论述了为什么在高渗透储层压裂改造中需要形成短宽缝。那么,如何实现短宽缝呢?1984年,Smith等人提出了端部脱砂(TSO)压裂技术

[3]

压裂防砂要求压裂液满足两个方面要求:一是携砂性能要好,并且有利于端部脱砂。对常规聚合物体系压裂液,要提高携砂性能就要提高液体黏度或是增加降滤失添加剂,而这些都不利于实现端部脱砂。第二个要求是压裂防砂对裂缝导流能力的要求高于常规低渗储层压裂,因而要求选用对裂缝伤害小的压裂液。考虑以上两点要求,选用低分子黏弹性表面活性剂压裂液,以下简称VES压裂液。

VES压裂液具有独特的化学性质。它的分子量是瓜胶的五千分之一,它由一个亲水的小基团和一个疏水的长链组成。在盐水中,它形成杆状胶束。当VES压裂液中的表面活性剂浓度超过一个临界值时,这些杆状胶束便缠绕在一起形

。常规压裂在停泵时要求携砂液接近或

恰好到达裂缝前沿,而端部脱砂压裂要求先泵入易渗滤的前置液造缝,接着泵入低砂比携砂液并在裂缝端部实现脱砂;由于在裂缝端部发生了脱砂,缝长不再继续延伸,在缝高一定的情况下,继续泵入高砂比携砂液,伴随着净压力的升高,缝宽将会增加(公式2),从而形成导流能力很高的短宽缝。该技术的关键有两点:一是在裂缝达到设计缝长时实现端部脱砂;二是端部脱砂后继续泵入足够的高砂比携砂液,使裂缝膨胀,并支撑形成的短宽缝。

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成网状结构。在低黏度下这些网状结构就具备很强的支撑剂输送能力。一旦接触到油气或是被地层水稀释,VES压裂液就从蠕虫状胶束变为很小的球状胶束,这些球状胶束不能互相缠绕,因此导致压裂液破胶。破胶后的压裂液黏度和水差不多,很容易返排,返排后就留下了一条高导流能力的支撑裂缝[4]。

本次施工选用的VES压裂液体系配方为:217%A剂+0.3%B剂+2%KCl。该压裂液体系

16/30目粒径的陶粒作支撑剂。A16井垂深在1000m左右,闭合压力小于20MPa。选用Car2boLite16/30目陶粒作为支撑剂,该支撑剂在27.6MPa闭合压力下导流能力为367μm2 cm,

所含材料少,比常规水基瓜胶压裂液易于配制。经室内和现场评价,黏度120mPa s;170s-1下剪切1h黏度大于100mPa s。2.2　支撑剂

压裂防砂对支撑剂的要求:一是能起到挡砂作用;借用南堡35-2布数据(表1500.mm,按照Saucier公式,远大于地层导流能力。2.3　压裂防砂工具

该井压裂防砂选用一趟管柱多层压裂充填系统,见图1。其技术特点为:(1)一趟管柱可完成两个层段的压裂充填、环空充填及两个工序之间的转换等施工,既避免了起下管柱过程地层激荡,又节约了施工时间;(2)这套系统还包括液体滤失控制系统,,从:(达到68.9)。

粒径中值的5～6倍。结合邻井的防砂经验,选择

表1　地层砂样本粒径分布数据

Tab.1Sizedistributionofformationsandsample

粒级/μm

590.00含量,%1.31累计频率,%

1.31

图1　一趟管柱多层压裂防砂工具示意Fig.1Chartofone2tripfracturingandsand

controltoolsformultilayers

3　压裂防砂工艺设计

A16井斜度大,压裂防砂过程容易发生近井

裂缝弯曲,造成近井地带缝宽不够,导致早期砂堵。针对这点,主要采用了阶梯加砂、适当降低砂比、适当提高携砂液黏度、适当提高施工排量等工艺措施。同时,采用一趟管柱完成两层压裂防砂施工的目的也是为了减少起下管柱过程地层激荡,降低了砂埋管柱等风险。综合考虑各种因素,

第30卷　第1期鲍文辉,等1压裂防砂技术在南堡35-2油田大斜度井的应用　61

采用表2中的工艺设计参数。

表2　压裂防砂工艺设计参数

Tab.2Designparametersoffracturing

andsandcontroltechnology

4　压裂防砂施工与效果分析

4.1　明化镇1油组压裂防砂施工

0油组10.17.945.06.34～242.08168.915.0

项目

支撑剂量/t前置液量/m携砂液量/m3顶替液量/m3

砂比,%排量/(m3 min-1)

缝长,m

缝高,m平均缝宽,mm平均铺砂浓度/(kg m-2)

3

1油组11.410.052.06.54～402.019365.87.6

该井先进行下部的明化镇1油组压裂防砂施

工,施工曲线见图2。根据阶梯排量测试结果确定主压裂施工排量为2m3/min。考虑该井井斜大、地层疏松等因素,适当降低了砂比,为4%～40%。主压裂施工过程地面泵压15.2MPa左右,压裂过程没有出现明显的端部脱砂迹象。加砂11.0t后降排量至0.64～0.95m3/min进行筛套环空砾石充填,地面泵压3MPa,脱砂压力17.MPa455m,图2　明化镇1油组施工曲线

Fig.2CurveoffracturingandsandcontrolofMinghuazhen1formation

注:Q1为油管注入排量;Q2为环空返出排量;P1为地面泵压;P2为环空压力;C为砂比。

4.2　明化镇0油组压裂防砂施工

完成明化镇1油组的压裂防砂施工后,坐封隔离封隔器将1油组封住,接着进行上部的0油组压裂防砂施工,施工曲线见图3(图中符号含义与图2相同)。根据阶梯排量测试结果确定主压裂施工排量2m3/min。由于该层渗透率比1油组要大,地层更加疏松,因而最终选定的砂比为4%～24%。主压裂施工过程初始地面泵压11.7MPa,21时03分开始出现端部脱砂现象,地面泵

砾石充填,地面泵压7.6MPa,进行了三次诱导脱砂,没有出现脱砂压力,由于压裂液用尽,停止施工。验充填计算得到的充填系数为415kg/m,盲管外砂高2.7m。4.3　压裂防砂施工效果分析

压裂防砂施工结束后,下入5层合采管柱生产。1个月后产量稳定,日产液93m3,不含油。3个月后日产液72m3,含水90%。从产液量来看,压裂防砂达到了增产和防砂的目标。但产油量较低,由于是合采管柱,无法进行分层测试来判断含水高的原因,这就要求在以后的压裂防砂作业前要搞清楚地层的油水分布情况。

压逐渐上升,至21时29分地面泵压为14.6MPa,上升2.8MPa,平均上升速度110kPa/min。之后降排量至0.64～0.80m3/min进行筛套环空

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图3　明化镇0Fig.3Curveof(4)压裂防砂在选井选层过程需要考虑地层

5　结论

(1)压裂防砂能够实现疏松砂岩稠油油藏增

的油水分布情况,避免压后产水高产油少。

参考文献:

[1]埃克诺米德斯 诺尔特.油藏增产措施(第三版)[M].北京:

产和防砂的双重作用。

(2)清洁压裂液具有携砂性能好、伤害低、有利于实现端部脱砂等优势,十分适合压裂防砂施工。

(3)一趟管柱多层压裂防砂管柱既避免了起

石油工业出版社,2002:142-143.

[2]张毅.采油工程技术新进展[M].北京:中国石化出版社,

2005:115-117.

[3]SmithMB,MillerWK,HagaJ.Tipscreenoutfracturing:A

techniqueforsoft,unstableformation[C].SPE13273,1984.[4]MathewS,DanP,DonG,etal..ViscoelasticSurfactantFrac2turingFluids:ApplicationsinLowPermeabilityReservoirs[C].SPE60322,2000.

下管柱过程地层激荡,又节约了施工时间。

2009年全球油气上游投资锐减

IEA在最新公布的《2009世界能源展望》中表示,2009年相对于2008年,全球油气上游领域的投资额锐减900多亿美元,下降19%,将影响20个大型油气项目,减少日产能200万桶。PFC能源咨询公司也估计,2009年全球油气上游勘探和开发投资同比下降了700亿美元左右。

业内专家预计,2009年全球油气上游投资锐减,三年后国际油市可能再现供求紧张。现代国际关系研究院世界经济研究所所长陈凤英认为,上游油气投资的减少将对全球石油供应带来严重威胁。未来3年,即到2012年世界经济将强劲反弹,可能会出现超出3.5%的全面增长,而由于石油生产周期一般在3～5年,今年上游油气投资的锐减将导致2012年时的原油产能大幅下降。

据PFC能源咨询公司的资料,2002年以来全球油气上游勘探开发平均单位成本不断飙升,2005年涨至每桶11美元,比1991～2001年间每桶5.49美元的平均成本高出一倍;2008年更是涨到每桶21.4美元,又翻了一番。2006～2007年间,在全球上游油气投资中,投入到开发领域的投资与投入到勘探领域的投资比值已经从2000年的3倍左右扩大到6倍左右。

李晓兰摘编自《石油商报》2009年12月16日

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/gtpe.html