体积压裂与缝网压裂技术.pdf

MI Energy Corporation 20122012年年1111月月 MI Energy Corporation a value added oil gas partner 目录目录  一、体积压裂  二、缝网压裂  三、压裂工艺  四、DB22-3缝网压裂设计要点  五、DB22-3缝网压裂实施要点  六、初步评价  七、下步建议 MI Energy Corporation MI Energy Corporation 以水力压裂技术手段实施对油气储集岩以水力压裂技术手段实施对油气储集岩 层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，层的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络， 实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从实现储层内压裂裂缝波及体积的最大化，从 而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采而极大地提高储层有效渗透率，提高采油采 气井的产量。气井的产量。 体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向体积压裂一般应用分段多簇射孔技术和裂缝转向 技术技术，，压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制压裂材料一般采用低黏度压裂液和裂缝转向控制 材料材料，，并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量并尽可能采用较大液体用量和较高的施工排量，， 在主裂缝侧向强制形成次生裂缝在主裂缝侧向强制形成次生裂缝，，并实现次生裂缝继续并实现次生裂缝继续 分枝分枝，，形成二级乃至多级次生裂缝形成二级乃至多级次生裂缝，，最终使主裂缝与多最终使主裂缝与多 级次生裂缝相互交织级次生裂缝相互交织，，形成立体的裂缝网络系统形成立体的裂缝网络系统，，实现实现 储层内天然裂缝储层内天然裂缝、、岩石层理的大范围有效沟通岩石层理的大范围有效沟通。。 MI Energy Corporation 体积压裂可以使垂直井纵向动用更多的层，体积压裂可以使垂直井纵向动用更多的层， 水平井横向动用更多的段。目前体积压裂改造水水平井横向动用更多的段。目前体积压裂改造水 平井段长一般可达到平井段长一般可达到10002000米，分段米，分段10 段段20段，直井压裂段，直井压裂5层层10层。该技术在层。该技术在国外国外 油气田油气田得到了有效应用。得到了有效应用。在国内还处于试验应用在国内还处于试验应用 阶段阶段 MI Energy Corporation  原理是利用储层两个水平主应力差值原理是利用储层两个水平主应力差值 与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝与裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝 延伸净压力大于两个水平主应力的差值，延伸净压力大于两个水平主应力的差值， 就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继就会产生分支缝，分支缝沿着天然裂缝继 续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵续延伸，最终可形成以主裂缝为主干的纵 横交错的横交错的““网状缝网状缝””系统。系统。 MI Energy Corporation 对于期望形成的人工裂缝和天然裂缝共同作对于期望形成的人工裂缝和天然裂缝共同作 用的形态，如果在直井实施称为缝网压裂，在水用的形态，如果在直井实施称为缝网压裂，在水 平井实施称为体积压裂。平井实施称为体积压裂。 这种技术的实施对地应力的状况有一定的要这种技术的实施对地应力的状况有一定的要 求，最大主应力和最小主应力差不能过大，转向求，最大主应力和最小主应力差不能过大，转向 压裂一般不超过压裂一般不超过10兆帕，缝网压裂要求的应力差兆帕，缝网压裂要求的应力差 就要更小些。同时与储层厚度、砂泥层之间的应就要更小些。同时与储层厚度、砂泥层之间的应 力差也有一定的关系。力差也有一定的关系。 MI Energy Corporation MI Energy Corporation 实施手段方面一是采用变参数射孔、二是实施手段方面一是采用变参数射孔、二是 压裂时变排量变粒径加砂、三是适时停泵。压裂时变排量变粒径加砂、三是适时停泵。 这种技术目前的描述主要还停留在理论层面，这种技术目前的描述主要还停留在理论层面， 因为缺乏有效的地下形态监测技术，现有的大地因为缺乏有效的地下形态监测技术，现有的大地 电位法、微地震法、井温测试法都无法有效的监电位法、微地震法、井温测试法都无法有效的监 测这种技术形成的裂缝形态，至少是精度很难达测这种技术形成的裂缝形态，至少是精度很难达 到实际的需求。到实际的需求。 压裂工艺体现了压裂工艺体现了“两大、两小两大、两小”特征，特征，“两大两大” 是指①大排量，施工排量是指①大排量，施工排量10m3/min 以上；以上； ②② 大液量，单井用液量大液量，单井用液量2 000～～5000m3 。。 “两小两小”是指①是指① 小粒径支撑剂，支撑剂一般采小粒径支撑剂，支撑剂一般采 用用70/100目和目和40/70目陶粒，②目陶粒，② 小小砂比，砂比， 平均砂液比为平均砂液比为3～～5，最高砂液比不超过，最高砂液比不超过 10.0。。 MI Energy Corporation 压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以压裂液体系以滑溜水为主，滑溜水可以 采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。采用阴离子聚合物，也可以用低浓度瓜胶。 水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改水平井为了压裂形成网状裂缝、提高改 造体积，采用分簇射孔技术，每级分造体积，采用分簇射孔技术，每级分4～～6 簇射孔，每簇长度簇射孔，每簇长度0.46～～0.77m ，簇间距，簇间距 20～～30m ，孔密，孔密16～～20 孔孔/m ，孔径，孔径 13mm ，相位角，相位角60或者或者180 。。 MI Energy Corporation MI Energy Corporation 分段压裂技术施工参数分段压裂技术施工参数 施工排量为施工排量为 12.712.7～～19.0m3/min 19.0m3/min 每段用量每段用量2 0002 000～～5 000m3 5 000m3 ；； 支撑剂单井用量为支撑剂单井用量为6060～～190m3 190m3 ，，100 100 目（目（0.150.15 毫米）支撑剂毫米）支撑剂3030～～360 kg/m3 360 kg/m3 斜坡递增浓度，斜坡递增浓度， 40/70 40/70 目（目（0.45/0.250.45/0.25毫米）支撑剂毫米）支撑剂3030～～600 600 kg/m3 kg/m3 斜坡递增浓度。斜坡递增浓度。 MI Energy Corporation MI Energy Corporation 油井基础数据油井基础数据 MI Energy Corporation 地理位置地理位置 吉林省大安市联合乡刘围子屯西约吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.40.4千千 米米 开钻日期开钻日期 2006.6.2006.6. 1010 固井质量固井质量 合格合格 不同壁不同壁 厚厚mmmm 下深下深m m P P110110* *7 7. .7272 21172117. .2323- - 21192119. .9797；； P P110110* *7 7. .7272 21182118. .8484- - 21212121. .5656；； 套套 管管 鞋鞋 23852385. .5151；； 完钻日期完钻日期 2006.6.2006.6. 1616 套管规范套管规范mmmm 139.7139.7 0 0 完钻井深完钻井深 m m 2386.02386.0 射孔枪型射孔枪型 102102 水泥返深水泥返深 m m 1678.01678.0 孔孔 密密 1616 套管套管 接箍接箍 m m 人工井底人工井底 m m 2373.562373.56 套管头至补心套管头至补心 距距m m 4.84.8 射孔层段数据射孔层段数据 MI Energy Corporation 序号序号 层号层号 射孔井段射孔井段m 厚厚 度度m 孔孔 密（孔密（孔 /m）） 孔孔 数数 自自 至至 夹层夹层 射开射开 有效有效 应射应射 实射实射 1 123-2 2208.7 2204.3 4.4 4.4 16 70 70 2 102 2192.7 2191.7 11.6 1.0 1.0 16 16 16 3 92 2190.1 2189.1 1.6 1.0 1.0 16 16 16 4 82 2181.9 2180.7 7.2 1.2 1.2 16 19 19 5 61 2156.1 2154.4 24.6 1.7 1.7 16 27 27 2154.1 2152.7 0.3 1.4 1.4 16 22 22 压裂层段压裂层段 MI Energy Corporation 层序层序 层号层号 井井 段段 m 砂岩厚度砂岩厚度 m 有效厚度有效厚度 m 上隔层厚度上隔层厚度 m 下隔层厚度下隔层厚度 m 1 q412 2208.72204.3 8.4 4.4 11.6 - 以往生产简况以往生产简况 2006年年9月压裂投产，初期产液月压裂投产，初期产液3.9吨吨/天，产油天，产油2.1吨吨/天天 ，产量较高。截至到，产量较高。截至到2012年年4月份，提捞产液量月份，提捞产液量0.2吨吨/天，产天，产 油油0.2吨吨/天，稳定产量基本不变。生产情况见下图天，稳定产量基本不变。生产情况见下图1。。 MI Energy Corporation MI Energy Corporation 地质状况地质状况 该井位于吉林省大安市联合乡刘围子屯西约该井位于吉林省大安市联合乡刘围子屯西约0.4千米处，是松辽盆千米处，是松辽盆 地南部中央坳陷区红岗阶地大安构造的一口开发生产井。改造的目的地南部中央坳陷区红岗阶地大安构造的一口开发生产井。改造的目的 层为泉头组层为泉头组12-6号层，测井解释储层号层，测井解释储层平均有效孔隙度平均有效孔隙度6.8％，渗透率％，渗透率 0.2mD，，平均泥质含量平均泥质含量21.3％，属于低渗储层。％，属于低渗储层。 大安油田大安油田22口取心井口取心井 中共观察到裂缝中共观察到裂缝508条，对裂缝的观察分析如下条，对裂缝的观察分析如下 根据岩心观察本区张裂缝占根据岩心观察本区张裂缝占29.0％，张剪性裂缝占％，张剪性裂缝占34.17％，剪切裂％，剪切裂 缝占缝占36.75％，反映本区裂缝以剪性和张剪性裂缝为主，其次为张裂缝％，反映本区裂缝以剪性和张剪性裂缝为主，其次为张裂缝 该区以高角度裂缝为主，其中倾角大于该区以高角度裂缝为主，其中倾角大于45的占的占64.6％。而倾角小％。而倾角小 于于30的裂缝多分布于泥岩之中，为近水平的滑脱缝。的裂缝多分布于泥岩之中，为近水平的滑脱缝。 MI Energy Corporation 解释解释 层号层号 射开井射开井 段段 m 射开射开 厚度厚度 m 压前压前 停泵停泵 mpa 前置液前置液 （（m3/min；； m3）） 携砂液携砂液 （（m3/min；； m3）） 平均平均 砂比砂比 替挤液替挤液 （（m3/min；； m3）） 陶粒陶粒 （（m3）） 排量排量 实际实际 排量排量 实际实际 排量排量 实际实际 设设 计计 实实 际际 1212 22102210- - 2205.62205.6 4.44.4 15.315.3 3.03.0 19.719.7 3.03.0 43.543.5 20.720.7 3.03.0 5.25.2 9.09.0 9.09.0 1010- -8 8 21942194- - 21822182 3.23.2 17.017.0 3.23.2 31.231.2 3.23.2 62.762.7 19.619.6 3.23.2 6.66.6 12.12. 0 0 12.12. 3 3 6 6 2157.42157.4- - 2154.02154.0 3.43.4 18.318.3 3.23.2 24.724.7 3.23.2 47.347.3 18.218.2 3.23.2 5.45.4 8.08.0 8.68.6 2006年年8月月30日压裂，通过分层改造，三个层施工参数见下表日压裂，通过分层改造，三个层施工参数见下表 压裂液选择压裂液选择 MI Energy Corporation 液体液体 名称名称 编号编号 产品名称产品名称 单位单位 用量用量 压裂液压裂液I型型 1220m3 1 Z_PJX kg 2440 2 kcl kg 12200 3 JZ_ P kg 2440 压裂液压裂液II型型 600m3 4 Z_PJX kg 1200 5 kcl kg 6000 冻胶压裂液冻胶压裂液 200m3 6 改性瓜胶改性瓜胶 kg 800 7 助排剂助排剂 kg 200 8 破乳剂破乳剂 kg 100 9 碳酸钠碳酸钠 kg 360 10 碳酸氢钠碳酸氢钠 kg 72 11 防膨剂防膨剂 kg 2000 交联液交联液 12 有机膨有机膨 kg 400 现场准备现场准备 13 过硫酸钾过硫酸钾 kg 300 14 高温破胶剂高温破胶剂 kg 50 MI Energy Corporation 支撑剂选择支撑剂选择 依据本井地质情况及目的层的埋藏深度依据本井地质情况及目的层的埋藏深度 并按照石油天然气行业标准并按照石油天然气行业标准SY/T5108-2006 压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法，， 并结合该井工艺需求，经过筛选确定并结合该井工艺需求，经过筛选确定100目目 粉砂粉砂2.0m3和和0.425-0.85mm抗压抗压52MPa（（20- 40目）陶粒目）陶粒20 m3（目数25.4/直径*0.65） MI Energy Corporation 步步 施工时间（施工时间（min）） 工工 序序 排量排量 m3/min 压裂液用量压裂液用量m3 骤骤 阶段阶段 累积累积 阶段阶段 累积累积 1 1 1 测试压裂测试压裂 2 2 1 2 1 2 测试压裂测试压裂 3 3 4 3 1 3 测试压裂测试压裂 4 4 8 4 1 4 测试压裂测试压裂 5 5 13 5 1 5 测试压裂测试压裂 6 6 19 6 1 6 测试压裂测试压裂 7 7 26 7 3 9 测试压裂测试压裂 8 24 50 8 1 10 测试压裂测试压裂 5 5 55 9 1 11 测试压裂测试压裂 2 2 57 10 60 71 停泵测压降停泵测压降 备注选用压裂液备注选用压裂液I型进行小型压裂测试型进行小型压裂测试 DB22-3井井q412层测试压裂施工工序表层测试压裂施工工序表 MI Energy Corporation 步步 施工时间施工时间 工工 排量排量 支支 撑撑 剂剂 压裂液压裂液 阶段阶段 累积累积 类型类型 砂比砂比 用量用量 累积累积 用用 量量 累积累积 骤骤 min min 序序 m3/min kg/m3 m3 m3 m3 m3 1 108.3 108.3 I I型液型液 6.0 650.0 650.0 2 120.0 228.3 IIII型液型液 5.0 600.0 1250.0 3 110.0 338.3 I I型液型液 5.0 550.0 1800.0 8 2.7 341.0 I I型液型液 6.0 16.0 1816.0 9 2.8 343.8 I I型液型液 6.0 100100目粉目粉 砂砂 36 3 0.5 0.5 16.7 1832.7 10 1.7 345.5 I I型液型液 6.0 100100目粉目粉 砂砂 60 5 0.5 1.0 10.0 1842.7 15 12.5 358.0 冻胶冻胶 4.0 50.0 1892.7 16 10.3 368.3 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶陶 粒粒 86 5 2.0 3.0 40.0 1932.7 17 18.6 386.9 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶陶 粒粒 120 7 5.0 8.0 71.4 2004.1 18 21.3 408.2 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶陶 粒粒 172 10 8.0 16.0 80.0 2084.1 19 7.8 416.0 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶陶 粒粒 241 14 4.0 20.0 28.6 2112.7 20 1.6 417.6 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶陶 粒粒 310 18 1.0 21.0 5.6 2118.3 21 2.5 420.1 替挤液替挤液 4.0 10.1 2128.4 备注压后测瞬时停泵压力。备注压后测瞬时停泵压力。 平均砂比平均砂比 9.31 清水比例清水比例 84.57 DB22-3井井q412号层主压裂施工工序表号层主压裂施工工序表 表表2-1 步步 施工时间施工时间 工工 排量排量 支支 撑撑 剂剂 压裂液压裂液 阶段阶段 累积累积 类型类型 砂比砂比 用量用量 累积累积 用用 量量 累积累积 骤骤 min min 序序 m3/min kg/m3 m3 m3 m3 m3 1 92.9 92.9 I I型液型液 7.0 650.0 650.0 2 120.0 212.9 IIII型液型液 5.0 600.0 1250.0 3 110.0 322.9 I I型液型液 5.0 550.0 1800.0 8 2.3 325.2 I I型液型液 7.0 16.0 1816.0 9 2.4 327.6 I I型液型液 7.0 100100目粉砂目粉砂 36 3 0.5 0.5 16.7 1832.7 10 1.5 329.1 I I型液型液 7.0 100100目粉砂目粉砂 60 5 0.5 1.0 10.0 1842.7 15 12.5 341.6 冻胶冻胶 4.0 50.0 1892.7 16 10.3 351.9 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 86 5 2.0 3.0 40.0 1932.7 17 18.6 370.5 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 120 7 5.0 8.0 71.4 2004.1 18 21.3 391.8 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 172 10 8.0 16.0 80.0 2084.1 19 7.8 399.6 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 241 14 4.0 20.0 28.6 2112.7 20 1.6 401.2 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 310 18 1.0 21.0 5.6 2118.3 21 2.5 403.7 替挤液替挤液 4.0 10.1 2128.4 备注压后测瞬时停泵压力。备注压后测瞬时停泵压力。 平均砂比平均砂比 9.31 清水比例清水比例 84.57 MI Energy Corporation DB22-3井井q412号层主压裂施工工序表号层主压裂施工工序表 表表2-2 步步 施工时间施工时间 工工 排量排量 支支 撑撑 剂剂 压裂液压裂液 阶段阶段 累积累积 类型类型 砂比砂比 用量用量 累积累积 用用 量量 累积累积 骤骤 min min 序序 m3/min kg/m3 m3 m3 m3 m3 1 81.3 81.3 I I型液型液 8.0 650.0 650.0 2 120.0 201.3 IIII型液型液 5.0 600.0 1250.0 3 110.0 311.3 I I型液型液 5.0 550.0 1800.0 8 2.0 313.3 I I型液型液 8.0 16.0 1816.0 9 2.4 315.7 I I型液型液 7.0 100100目粉砂目粉砂 36 3 0.5 0.5 16.7 1832.7 10 1.5 317.2 I I型液型液 7.0 100100目粉砂目粉砂 60 5 0.5 1.0 10.0 1842.7 15 12.5 329.7 冻胶冻胶 4.0 50.0 1892.7 16 10.3 340.0 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 86 5 2.0 3.0 40.0 1932.7 17 18.6 358.6 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 120 7 5.0 8.0 71.4 2004.1 18 21.3 379.9 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 172 10 8.0 16.0 80.0 2084.1 19 7.8 387.7 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 241 14 4.0 20.0 28.6 2112.7 20 1.6 389.3 冻胶冻胶 4.0 2020- -4040陶粒陶粒 310 18 1.0 21.0 5.6 2118.3 21 2.5 391.8 替挤液替挤液 4.0 10.1 2128.4 备注压后测瞬时停泵压力。备注压后测瞬时停泵压力。 平均砂比平均砂比 9.31 清水比例清水比例 84.57 MI Energy Corporation DB22-3井井q412号层主压裂施工工序表号层主压裂施工工序表 表表2-3 2012年年11月月 01日施工日施工 动用动用8台台2500型泵车，型泵车，50方拖罐方拖罐18台，台，40方软方软 体罐体罐10部，其他罐车部，其他罐车5台，合计罐台，合计罐33台（部），全部台（部），全部 罐容积罐容积1400方。方。 实现总液量实现总液量1910.5方、最高排量方、最高排量7.67方、最高压方、最高压 力力59.2兆帕、停泵压力兆帕、停泵压力17.3兆帕、加兆帕、加陶粒陶粒7.4方。方。 施工教训是老井井况差，需要事先做好一切准备，施工教训是老井井况差，需要事先做好一切准备， 由于储液罐有限（设计液量由于储液罐有限（设计液量2128方）施工排量高，配方）施工排量高，配 液、供液不但要保证速度还要保证质量。冬季施工由液、供液不但要保证速度还要保证质量。冬季施工由 于液罐阀门、管线、井口等需要加温，施工时间延长。于液罐阀门、管线、井口等需要加温，施工时间延长。 MI Energy Corporation MI Energy Corporation MI Energy Corporation MI Energy Corporation MI Energy Corporation MI Energy Corporation 小型测试曲线 MI Energy Corporation 压裂施工曲线 六、试验初步评价六、试验初步评价  该井该井20062006年年9 9月月2 2日投产，至措施前日投产，至措施前6 6年共计生产原油年共计生产原油 732732吨，措施前吨，措施前1010个月捞油平均月产个月捞油平均月产9 9吨，日产吨，日产0.30.3吨。吨。  该井该井1111月月3 3日压后返排，自喷排液日压后返排，自喷排液647647方（自喷返排率方（自喷返排率 33.833.8））1111月月8 8日下日下3838泵投产，泵挂泵投产，泵挂17001700米，冲程米，冲程3 3米，米， 冲数冲数4.54.5次，至次，至1212月月2525日投产日投产4747天生产原油天生产原油195.8195.8吨，吨， （平均日产（平均日产4.14.1吨）吨）2525日数据产液日数据产液8.18.1方、产油方、产油4.44.4吨、吨、 含水含水45.0745.07、动液面、动液面16531653米。米。（一月（一月5 5日总液量日总液量11411141总油总油236.2236.2））  该井压准、投产作业、压裂施工、压裂材料共计投入该井压准、投产作业、压裂施工、压裂材料共计投入 160160万元，按每吨万元，按每吨40004000元计，生产元计，生产400400吨原油收回成本。吨原油收回成本。 MI Energy Corporation 六、试验初步评价六、试验初步评价 MI Energy Corporation 七、下步试验建议七、下步试验建议  扩大试验，再试验扩大试验，再试验3 3- -5 5口井以便进一步评价口井以便进一步评价  在庙在庙3 3水源保护区不许注水开发的区块应用试验水源保护区不许注水开发的区块应用试验  在储量丰度低在储量丰度低ABAB块做抽稀井网开发应用试验块做抽稀井网开发应用试验  在构造边缘井、受注水影响不明显的控制井应用试验在构造边缘井、受注水影响不明显的控制井应用试验  在独立的小构造不适宜注水开发的小区块应用试验在独立的小构造不适宜注水开发的小区块应用试验 MI Energy Corporation MI Energy Corporation