疏松砂岩油藏（精选8篇）
疏松砂岩油藏 篇1
1 疏松砂岩稠油油藏的特点
大港油田采油三厂的自来屯油田的枣21区块和自19-14区块。生产层位:沙河街三段、孔一段 (枣Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ油组) , 生产井段:1 450~2 050 m, 油层埋深较浅。
原油黏度在地层条件下5 0℃时, 黏度达到1 0 0 0 m P a·s以上, 密度超过0.9 5 g/c m 3, 原油含胶质沥青质超过3 0%, 含蜡低于1 0%, 凝固点都不高于2 0℃, 属重质稠油油藏。
渗透率高于150 md, 孔隙度大于22%, 泥质含量较高。两个断块的储层物性属典型的中孔、中渗重质稠油的疏松砂岩油藏。
2 井况存在的问题
根据统计所辖的枣21和自19—14两个区块的103口油水井中, 由于井况问题已造成32口井被迫长停。生产中的71口油水井中, 存在井况问题的井数达到28口井, 下面就井况存在的问题做以分析, 如表1。
1) 套损、套变井:在统计的枣21、自19-14两个区块的生产油水井当中, 在修井施工过程中发现套变、套损的油水井达到16井。根据解释描述, 套变位置一般都位于油层中部或油层顶界以上, 对生产影响很大。
2) 井下工具及落物:井下有工具或落物的井达到6口, 集中在自19—14区块, 主要是在分层系开采过程中, 下入的丢手封隔器或钻井、测试、作业、生产过程中的油管、电缆等井下落物。
3) 出砂严重影响油水井生产:所辖两个区块的出砂井达到12口, 其中自19—14区块9口井, 枣21区块3口井。生产过程中, 因出砂原因造成泵效下降或出砂埋层现象经常发生, 为油水井生产带来极大困难。
4) 长停井比例逐渐增加:两个区块所辖的103口井中, 长停井已达到32口, 其中枣21区块达到19口, 占该区块所有井比例的45.2%;自19—14区块达到13口, 占该区块所有井比例的21.3%。2008年又新增长停井3口, 影响产量7.5 t/d, 影响注水量40 m 3/d。
3 井况问题恶化产生的后果
1) 注水井套变、套漏, 使水井停注或无效注水:井组无注水补充能量, 被迫枯竭开发。由于套变、出砂, 水井自39—32被迫长停, 停注后, 区块内三口受益油井枣32、自39—30和自41—32递减速度很快, 区块产量由停注前的15 t/d下降到目前的6 t/d。
2) 油井被迫关井后, 产量损失较大:所辖油水井因套变或出砂原因造成停产达5口井, 影响产量14 t/天。油水井措施开展困难, 油井补孔措、防砂等措施操作难度增大。补层后, 出砂、井下工具导致旧层储量损失。
3) 生产压差降低, 油井潜力挖掘难度加大:由于套变, 无法加深泵挂, 生产压差较小。枣32由于在1 804 m处套变, 喇叭口深度1 786.6 m;自7—31由于套变, 喇叭口深度1 790.77 m。生产压差过小, 油井生产能力较低。
4原因分析
1) 由疏松砂岩特点来确定原因:根据停产井及套变、出砂井分布特点, 确定原因。出砂、套变井在枣21、自19—14区块分布最多, 这与其胶结疏松, 稠油携砂能力强的岩性和原油物性特点有直接关系。由于这一特点, 造成了所辖油水井很容易出现出砂套变等事故。
2) 区块投产初期采油速度过快, 生产压差放大造成井况变差:两个区块在投产初期, 油井能量充足, 为提高采油速度, 生产压差放的较大, 较大的生产压差, 不仅对地层造成影响, 相应发生套管的变形或损坏。
3) 注水井水量调整幅度过大, 易造成出砂、套变:大幅度的注水量调整, 使水井注水压差波动较大, 很容易造成注水井出砂、套变。在注水井水量调整过程中, 由于水量调整时幅度过大, 很容易对地层产生激动, 而导致油层出砂或瞬间的压力变化导致套管变形或损坏。这里指的主要是在注水井调配过程中, 水量调整幅度过大, 一段时期内, 疏松砂岩油层对于注水井的水量调整要求比较高, 大幅度的水量调整对井筒损害非常大。
4) 日常管理及操作引起的油水井出砂、套变 (人为管理问题是生产中导致油水井井况故障的主观因素) :注水量调整不平稳, 注水压力波动较大, 造成注水井出砂、套变。这里指的是日常水量调整;注水系统压力不稳定, 造成注水井压力波动, 造成注水井中出砂、套变。也就是注水井所受注水系统影响, 注水泵站经常停泵出现压力大幅度变化, 或出现管线漏等而出现的压力较大变化, 导致注水井井筒护理难度加大;开、关井等操作过程中开关过猛, 造成压力波动或油层激动。注水井在开关井、水井指示曲线测试等工作时, 由于人为的开关过猛, 也是造成水井压力变化, 而形成激动出砂或套变的原因之一。
以上三点是人为操作过程中, 由于压力的变化、水量的变化, 而造成井筒内套变和油层受冲击力变化很大, 而产生的激动, 造成油层的被破坏和套管的被损坏。
5 针对性措施及实施效果
对于优质井况的油水井采取措施时, 注意井筒保护。尤其是疏松岩层在补孔措施时的孔密与孔径的设计。虽然目前井筒状况不断恶化, 但对于优质井筒的保护也是非常重要, 这里讲的主要是对于疏松砂岩油层中优质井筒在施工过程中, 一定要引起注意, 避免类似于补孔、重复射孔等施工中由于射孔的密度和射孔的直径不合理, 对套管造成较大的伤害, 为井筒保护带来难度。
对于井下工具应用, 尤其是分注管柱、卡层卡漏封隔器, 要充分认识到风险。在以住的生产历史中, 不难总结, 对于疏松砂岩多油层的生产, 分层系开采中的分注分采适应性研究必须做好充分的认证, 在下入分注管柱和分采管柱, 尤其是多级分注, 下入分注管柱时, 要认识到会由于地层胶结状况差, 在出砂或套变过程中造成工具落井, 无法打捞而导致井筒的异常。
疏松砂岩油藏 篇2
关键词：砂岩油藏；残余油；采收率
1 传统油藏内流体流动模型
传统模型认为：在水湿岩石中，当连续的油相为水所驱替时，油相的连续性在某一残余油饱和度点时将被打破，这时油将以油滴的形式滞留在三围孔隙网络中。这就会导致非常高的残余油饱和度以及油相的不连续。为了使这些孔隙网络中的油流动起来，我们必须对物性做出大量调整。一般需要将注水速度提高三个数量级，或者将油水界面张力降低三个数量级。支持这一理论的依据是：使用有效的表面活性剂可以把这些残余油开采出来。从理论上讲，注入表面活性剂可以使残余油形成高于残余油饱和度浓度的原油富集带。支持这一理论的证据有实验室岩心驱替试验和现场观察数据（Amyx等人，1960）。这一含油富集带将以活塞的形式向生产井推进，在含油富集带向前推进的同时，它可以拾将它前面的油滴，使这些油滴流动起来。
2 新的实验室数据和粗化处理
我们进行一项新的试验，从岩心的一端注入进行了标记的油，使岩心的含油饱和度达到残余油饱和度水平，然后用盐水进行驱替。
在下面所介绍的试验中，所使用的岩心是Bentheimer砂巖。原生水用由20克氯化钠、4克硫酸钠、3.0克含有6个结晶水的氯化镁、0.5克氯化钾和0.15克氯化钙组成的合成海水模拟。使用了水溶性示踪剂以35S标记的硫酸钠和油溶性示踪剂以氚标记的十四烷。为了分析示踪剂，将50微升的原油与1.8毫升的庚烷和1.8毫升的Ultima Gold LLt.混合制备油样，用100毫升水与3毫升的Ultima Gold LLt.混合制备水样。在Packard Bell闪烁计数管内分析了所有样品。
用圆柱状的砂岩岩心代表油藏，内容水样和油样，并在入口处装入油溶性示踪剂。把岩心注入合成海水后，将以35S硫酸钠标记的卤水注入岩。当注入345毫升（相当于0.88倍孔隙体积）水时示踪剂首次出现，当注入385毫升（相当于0.99倍孔隙体积）水时，示踪剂达到峰值。当注水量达到1.5倍孔隙体积时，示踪剂的回收率达到99.5%。岩心中充填了北海原油，并注入了40毫升氚标记的原油。当水驱达到残余油饱和度时，流动方向变为反方向，而试验开始时注入的标记的油仍然停留在入口处。产油和产水剖面表明水湿润砂岩与其他Bentheimer岩心一致，粘土矿物的含量较低。
为了使残余油开采出来，在靠近出口的位置注入卤水以获得2巴的剩余压力。通过打开阀门降低岩心压力来产生脉冲。这一操作立即（10秒钟内）产生了1毫升的油产量。收集采出油，并重复加压、泄压过程两次，分别获得了0.2毫升和0.1毫升的产量。接着，把注入速度恒定在0.1毫升/分钟，每小时收集所产出的油和水6毫升。在所有样中都检测到了氚化十四烷示踪剂。第一分油中含有233Bq贝克勒尔氚化十四烷示踪剂，接下来的两个样分别含有40Bq和30Bq贝克勒尔氚化十四烷示踪剂。在注入31毫升水后，在第四分油样检测到4133氚化十四烷示踪剂。
以上介绍的试验结果表明： 示踪剂首次出现与连续辫状油带的理论相吻合，而水示踪剂脉冲在岩心中像活塞一样移动。在本次试验中，在打开压力阀10秒内就产出了油。这说明，示踪剂标记的油在10秒钟内至少移动了76.3厘米，油示踪剂的驱替速度为460厘米/分钟。相比之下，油示踪剂在3500分钟内流动了88.6厘米，流动速度只有0.03厘米/分钟。这说明，无论水驱替速度怎样，油都会高度流动相当长的距离。所以我们可以观察到，从入口到出口这段距离内油溶性示踪剂的速度比水溶性失踪快1000倍。
本次试验的设计试图回答以下几个问题：残余油在油藏内是怎样流动的？Jones也曾提出过同样的问题（Jones，1985）。Jones用现代理论解释了他的观察结果：水驱残余油以不连续的油滴形式存在于油藏中。因此，他认为：最初采出的油一定是离出口最近的油而最后采出的一定是岩心驱替端的油。但Jones却意外地发现，表面活性剂段塞激活的油与出口最近的油同时采出。按照本人提出的辫状油流理论，油是被与辫状油带垂直的油流顺序地挤出来的。这样注入井附近的油和生产井附近的油就可以同时采出来，这与Jones的发现一致。
压力脉冲用数学模型进行了模拟，并采用一个孔喉进行了校验（Skalaaen）。实验结果是将20微米的孔喉放大到0.76米，相当于4万倍。进一步粗化至油藏范围只需要粗化放大两个数量级就可以了。使用辫状油带的理论解释了下面油田的观察结果。
3 油田观察结果
下面的油田观察结果表明残余油的流动速度比水前缘快。
例1：注海水油藏的开发过程中，出硫是普遍现象。细菌还原硫酸盐过程中会生成硫化氢。细菌生活在注入井附近的残余油之中，通过还原硫酸根离子生成硫化氢。所生成的硫化氢会伴随着海水到达生产井。但由于硫化氢在油中的溶解度比在水中的溶解度高得多，所以在硫化氢达到生产井之前，油已经被硫化氢饱和了。在很多井对中，在海水突破不久就会检测到硫化氢含量增加。
例2：有氧细菌提高采收率实验中，我们观察到：一旦注入停止，增产效果也随之停止。如果增产效果是由于油墙的形成和移动引起的，那么增产效果就应该维持到油墙被采出为止，并且与注入水的孔隙体积相当。
4 结论
在油藏中残余油是以连续的条带分布的。当启动残余油时，彼此不连续的辫状油带中的油迅速流向生产井。在这一过程中，在各自油带中的油无论水流速度多快都是以比水快得多的速度流向生产井。由于残余油的速度比水流的速度快得多，因此就不能用相对渗透率和达西流的概念来模拟油的流度。
油带理论假设局部处理注入井周围的区域就可以影响到整个油藏。根据这一理论，局部处理就可以用表面活性剂或者微生物驱提高采收率。按照以前的理论，需要处理整个油藏才可以提高采收率，这类方法认为成本昂贵，无法开展。相应的，我们可以通过优化水驱和井位、采用表面活性剂和微生物的方法来提高采收率。
参考文献：
[1]高博禹，彭仕宓，王建波.剩余油形成与分布的研究现状及发展趋势[J].特种油气藏，2004，11（4）：7-11.
[2]陈杰，周改英，赵喜亮.储层岩石孔隙结构特征研究方法综述[J].特种油气藏，2005，12（4）：11-14.
疏松砂岩油藏 篇3
关键词：稠油,薄层,油藏,开发
1 前言
随着我国社会经济的发展以及科学技术水平的提高, 石油产业发展也得到了巨大的飞跃, 从而对国际油价造成了一定的影响, 同时也使得一些低品位油藏开发具备了一定的经济效益, 薄层疏松稠油油藏开发便包括在其中。然而薄层疏松稠油油藏具有油层厚度小、原油地下黏度高以及岩性疏松的特征, 开发进行的难度。当前, 相关专家通过对相关理论和实践进行研究后发现, 科学使用水平井能够使薄层疏松稠油油藏开发的有效性得到提升。本文主要探讨水平井开发技术的应用过程中水平井设计、完井以及降黏等方面的技术, 使之成为此类油藏开发行之有效的技术系列。
2 薄层疏松稠油油藏的地质特征分析
以典型的浅层疏松砂岩稠油油藏北汉庄—华港区块垛一段油藏为实例, 就油藏构造而言, 它处于苏北盆地溱潼凹陷西部斜坡带, 其主要受控制层为北东向反向正断层, 而华港区块垛一段储层主要受控制点则是底层的超覆尖灭, 且河流相沉积是垛一段储层沉积的主要环境, 河流相沉积环境由于受到吴堡运动的影响, 以至于下部阜宁组地层受到一定程度的剥蚀, 由于圈闭与阜二段生油岩距离比较近, 因此油气运移通道则以断层以及不整合面为主, 符合次生油藏类标准。
北汉庄—华港区块垛一段的地质特征表现比较明显, 油藏埋深较浅, 深度测得1230—1400米, 油层较薄, 厚度测得1.03—10.19米;渗透率测得 (101.43—4582) ×10-3μm2, 说明岩性比较松散;孔隙度测得20.1%—33.9%;地面原油密度测得0.9564—0.9617, 油质特征表现为黏度高、油质不良, 原油在50℃时黏度可表现为482.3—1299mm2/s, 符合普通稠油类标准[1]。
3 薄层疏松稠油油层开发的技术难点分析
3.1 高油水黏度比大, 使得含水上升速度过快
距离边底水较活跃区域较近的稠油油藏中, 原油黏度通常情况下相对较高, 使得油水黏度比增大, 促使高生产压差现象出现, 易使底水锥进和边水突进情况产生, 增加含水上升速度。在对北汉庄垛一段油藏进行开发时, 油藏特征主要表现为初期含水为30%, 且6个月后未出现下降反而上升至80%及以上, 后持续保持在一个高含水的状态, 开发进行困难, 效果不佳。
3.2 稠油黏度较高, 使得地面输送进行困难
原油由于粘度高、油质不佳等特性使原油地面输送进行困难, 从而对集输系统提出了更高的要求。当前, 华港垛一段油藏含水比较低, 集输系统表现的原油黏度为8966.0m Pa·s, 使得螺杆泵电流因此可达到14 A, 回压如不使用任何降黏技术可达到2.85M P a, 使得原油输送困难的同时, 也促使能耗增大。
3.3 胶结差, 岩性疏散, 出砂量多
北汉庄—华港区块垛一段油藏埋深较浅, 岩石形成时间不长, 且岩性特征表现粗疏, 胶结差, 因此钻井进行过程中, 可钻性不佳, 完整岩心获取困难。在对油井进行开发的过程中, 流体流动阻力对砂粒间聚合力产生了阻碍的作用, 促使油井出砂情况容易产生。在对常规的定向井或直井进行开发的过程中, 由于与井筒相邻的泻油面积较小, 导致近井地层压力减小, 从而使岩石颗粒负荷增大, 使岩石剪切破坏形成, 且由于储层里的水敏性较强, 造成地层中的胶结物容易于水中溶解, 使地层胶结强度显著减小, 加之高黏原油含砂量较大等多种因素的影响, 增加了油藏开发难度[2]。
4 薄层稠油油层有效开发技术措施
4.1 水平井开发设计
在薄层疏松稠油藏钻水平井, 可以使井筒附近泻油面积增大, 通过水平段的使用, 可以有效控制生产压差, 同时有效抑制边底水的指进、锥进, 降低渗流阻力。所以, 水平井开发与直井和常规定向井开发相比, 水平井开发的选择更具优势。
河流相沉积为北汉庄—华港垛一段储层的主要环境, 在对水平井进行设计时, 要遵循以下几个原则:
(1) 水平井位置设计。因为油藏油层较薄, 且容易受到地层超覆尖灭等地质因素的影响, 水平井轨迹应在油层中上部设计。
(2) 水平段长度的选择。根据油藏储层以及内部构造特性, 水平段选取通常在150—250m之间选择。
(3) 水平段入口点与端点的优先选择。根据地层超覆尖灭的制约以及稠油重力泄油的作用, 水平段入口点应于构造中低部设计, 端点于构造高部位设计, 这样有助于水平井钻遇油层成功率以及开发效果的提高。
(4) 导眼井的设计。由于目的层厚度小, 且容易受到地层超覆尖灭因素制约, 使得地质不确定性程度加大, 应先对眼井进行钻导, 待各项资料取完后回填一定深度。再对目的层顶、底界重新进行落实, 并依此将原水平段设计参数进行修改, 以利于将水平段正确引导进入目的层。
4.2 完井方式
如果在前期使用套管射孔完井方式时, 目的层段固井质量通常情况下较差, 且试采期进行过程中要封窜作业, 油层会受到二次的污染, 产能不高。如北1—18井的开发, 投产后油井出现大量细沙, 使用高压充填方式对其进行处理时, 容易对附近的水层造成破坏。由以上情况可以看出, 以常规定向井或直井为井身结构、高压充填防砂、套管射孔完井为主要内容的开发技术已经与该类油藏开发要求不相符。完井防砂方式根据该类油藏油层厚度小、出砂容易的特点通常情况下采用水平井绕丝筛管完井技术, 此技术不但具有操作简单以及适应性强等特点, 同时成本也比较低。套管尺寸一般选择直径177.8 mm, 与直径139.7 mm套管相比, 具有渗流面积大, 有利于后期措施作业的进行, 可以有效解决由于套管直径相对小导致裸眼完井防砂困难的问题。
4.3 降黏技术
原油化学降黏方式随着原油物性的不同而不同, 主要分为两种, 一种是采用高分子材料, 将原油分子结构进行改善, 使摩擦力减小;二是将一定量的乳化剂混合加入原油中, 使水与管壁的摩擦代替含水原油与管壁的摩擦, 进而大幅减小摩擦阻力。
乳化降黏技术通过多次实践证明已成为了当前最适宜的降黏技术, 在含有一定水的原油中加入适量的乳化剂, 可以促使油水产生乳化现象, 原油如果含水量较高时为水包油乳化液, 而如果含水量较低时则为油包水乳化液。适当添加一定的降黏剂, 有助于油包水乳化液向水包油乳化液转变, 使水与管壁的摩擦代替原油与管壁的摩擦, 最终达到减小黏度的效果[3]。
5 结论
水平井开发技术适应性较好, 在薄层疏松稠油油藏开发上具有很好的效果, 对于边底水的锥进和指进的抑制可以通过生产压差来实现, 同时有利于地层的出砂问题的控制, 产能与定向井相比较高, 约为定向井的4倍及以上, 且相比于普通井优势明显, 是开发薄层稠油油藏所采用最好的的方法。
(1) 就薄层稠油藏开发而言, 水平井具有较高的稳定的设计原则, 先实施导眼井, 有助于水平井钻井精度的提高, 从而使钻井的风险得到有效降低。
(2) 就疏松砂岩稠油油藏防砂问题的解决, 水平井绕丝筛管完井是最为适宜的工艺, 同时它还可以使薄油层的产能得到有效提高, 从而实现对油藏进行高效开采的目的。
(3) 乳化降黏技术能够有效减小原油黏度, 从而使原油集输问题得到有效解决, 减少能源浪费。
参考文献
[1]覃青松, 周旭, 蔡玉川, 张鑫, 孙作海.利用水平井技术实现欢东油田稠油难采储量有效动用[J].特种油气藏.2007, 10 (06) :101-105
[2]向文进.克拉玛依油田浅层稠油水平井技术的运用[J].西部探矿工程.2007, 07 (08) :82-87
疏松砂岩油藏 篇4
1 水平井分级控砂工艺
1.1 水平井防砂技术难点
大港油田水平井普遍采用精密复合筛管完井,挡砂精度过高,容易导致筛管堵塞、供液能力大幅度下降;精度过低,容易使筛管失去挡砂作用,地层砂大量产出,导致防砂失败,表现出来的主要问题是筛管破漏、堵塞等。出现挡砂失效的主要原因有三点:(1)完井方式选择不合理。(2)受地层砂分选性和储层非均质影响,筛管挡砂精度优化难度大。(3)投产工作制度不合理。以上原因很可能会导致筛管部分被堵塞,同时,在部分筛管堵塞的情况下又提液生产,非常容易导致筛管局部破坏。
针对老油田特点,地质配产较低,从成本方面考虑,结合油田常规筛管防砂存在的问题,为了提高筛管防砂效果,研究并应用了分级控砂筛管完井工艺。
1.2 防砂原理
分级控砂筛管采用分级控砂设计,采用表面过滤与深度过滤有机结合,可以实现单一筛管的双重挡砂精度,该筛管由多层过滤网组成,每层的过滤精度不同,外层的精度小于内层,一定粒径的地层砂被外层挡住,形成第一级稳定砂桥。更细的地层砂被内层滤网第二次过滤,形成第二级砂桥,只能允许更小的细粉砂随流体产出。
1.3 防砂管结构
防砂管由基管、冲孔套、分级控砂过滤结构、外层保护套和支撑环组成;基管钻有中心孔,过滤结构焊接在冲孔套上,且与冲孔套一起焊接在基管上,过滤结构外部为一层带有侧流孔的外层保护套,两端分别与支撑环焊接,同时,支撑环与基管焊接。
控砂过滤结构由底层向上依次为:金属丝编织的方孔网,密纹网、方孔网,金属纤维烧结毡和保护网。该防砂管具有高强度、高抗变形能力、抗腐蚀性好的特点。
1.4 现场应用
港东、港西地区地层砂分选差,粒度中值小,完井应该优先选择砾石充填完井。但是由于在这两个地区所打水平井地质配产较低,如果使用砾石充填完井,投入成本高,回收周期长,且对比筛管完井工艺,后者具有施工相对简单,技术成熟,能够起到挡砂作用,并存在较大的经济优势,因此,推荐选用筛管完井工艺。分级控砂筛管在大港油田港西、港东油田等4口井投入现场应用,四口井自投产以来未出现出砂和筛管漏的问题。从初期产量看,四口井的产油量分别是邻井的1.55—6.98倍,达到了地质配产要求,取得了很好的效果。
2 水平井分段控水工艺
2.1 工艺原理
根据目前大港油田水平井完井存在的问题,研发了水平井分段控水完井工艺,根据储层情况,通过封隔器和管内密封筒,进行分段开采,中心管采用优化布孔设计,可以有效调整水平段生产压差的分布,有利于延缓底水锥进。当其中一段含水上升后,通过调整生产管柱可以进行换段开采,大大延长油井的开采寿命。将较长的水平段分成若干段,先生产其中一段,待某段含水上升后,将该生产井段封堵,生产其它井段。该工艺可以提高采收率,可控水又可进行封堵作业,从根本上延长了油井寿命。
2.1.1 先期生产下段
投产初期,将生产管柱下到下部油层部位,通过管外膨胀封隔器和管内密封筒将上部油层封隔,实现封上采下开采的目的。
2.1.2 后期生产上段
下段含水上升之后,将生产尾管下到上部油层部位,通过遇油遇水管外封隔器和管内预设密封筒的配合,将下部油层封隔,通过下入的打孔管与上部油层连通,实现封下采上的目的。
2.2 现场实施情况
分段控水工艺先后在大港油田庄海、孔店和羊三木等区块应用15口井,从施工过程看,施工都很顺利,从目前情况看,生产比较正常。在以上区块采用分层开采技术,有效延缓了底水锥进,提高了最终采收率,可见该技术控制底水锥进效果显著。
3 结语
(1)分级控砂筛管在大港油田港东、港西油田4口水平井的成功应用,满足了该地区对防砂的要求,该技术的成功应用,不仅为今后开发类似油藏的防砂提供了成功经验,而且也为储层防砂工艺探索了一条新途径。
(2)分段控水完井工艺在大港油田成功应用15口井,与邻井未实施该工艺的水平井相比,平均日产油量明显高于邻井,该工艺实施效果显著。为类似油田的水平井高效开发,提供可靠的借鉴作用。
摘要：为解决大港油田疏松砂岩底水油藏水平井开发中遇到的初期产量高、递减速度快、无水采油期短,储量动用程度低的难题,开展了疏松砂岩底水油藏水平井防砂控水技术研究。主要形成了筛管防砂、分段开采完井工艺和配套工具,并通过完井工艺参数优化,降低生产作业成本的同时,延长无水采油期,提高油藏采收率。使油田筛管防砂与分段开采完井工艺技术的有机结合,达到油藏开发防砂控水的双重效果,为油田进一步的开发和发展提供有力的技术支撑和保证。
关键词：水平井,底水油藏,筛管防砂,分段开采,防砂控水
参考文献
[1]万仁漙编著.现代完井工程.北京:石油工业出版社,1996.
[2]饶富培等,水平井分级控砂工艺优化研究与应用,石油钻采工艺,2009.第6期.
疏松砂岩油藏 篇5
近些年, 随着港西油田防砂井生产的深入, 部分防砂井后期产液量降低幅度较大的问题也逐渐的显现出来, 防砂生产后, 整体出现了液量低的现象, 井筒供液不足, 长期开发, 造成地层污染, 出现油井采不出, 水井注不进地层压力高的现象, 而堵塞是造成油井产液量降低的主要原因。
因此, 有必要改进防砂工艺, 减少防砂后的堵塞以及堵塞后重防解堵。
2 生产需求
面对当前生产现状, 我们急需解决的关键技术问题有两方面:
2.1 针对防砂造成堵塞的油井进行重防解堵。
2.2 应用新型防砂工艺技术, 减少防砂堵塞, 延长防砂有效期。
3 取得的成果
针对港西地区疏松砂岩油藏防砂效果及作业后不能有效提液的主要因素, 进行了深度砾石充填防砂技术研究, 主要取得四个成果:
3.1 分析防砂井堵塞的原因并提出了防砂策略
3.1.1 堵塞原因
(1) 一部分井粘土含量较高的井、入井液造成了粘土膨胀, 造成渗透率下降。
(2) 细粉砂运移进入充填带引起渗透率下降, 尤其是加砂量较小的井细粉砂运移进入充填带更快, 更容易形成堵塞。
(3) 割缝管表面结垢引起堵塞。
(4) 割缝管内堵塞有2部分原因
(1) 割缝管下入时井筒液不清洁, 导致部分沉淀物进入割缝管;
(2) 割缝管底部沉砂口袋过短, 造成未随流体及时排出的细粉砂沉降堵塞割缝管
3.1.2 防砂策略
(1) 防砂管柱要有足够长的沉砂口袋: (1) 延长沉砂口袋 (2) 增加1m割缝管
(2) 形成清洁的挡砂屏障: (1) 修井作业过程中注重油层保护 (2) 防砂工作液要保证低伤害、易反排。
(3) 充填形成的挡砂屏障要有自洁能力:充填砂要优化粒径组合, 确保能够挡住0.05mm以上地层砂, 0.05mm以下地层砂能从近井地带充填带自由通过。
(4) 施工参数优化合理, 减缓充填砂与地层砂交混:充填带要突破原有污染堵塞带, 形成高渗通道, 确保防后产量的同时要减缓细粉砂的运移。
3.2 完成了作业过程压井液、低伤害防砂工作液及地层预处理剂的配方研究
3.2.1 作业过程压井液优化
为保护储层在作业过程中免受污染, 借鉴国外经验, 作业过程中应用清水配制的2%KCl压井液压井
3.2.2 地层预处理剂的优化
通过室内试验及现场应用效果选择新型防膨剂进行先期地层预处理。
3.2.3 防砂工作液配方优化研究
为了更好的减少地层伤害, 进行了低伤害防砂工作液的研究, 我们采用4%KCL基液+0.7%稠化剂+0.05%活化剂+1.0%A-26防膨剂+0.2%ZP-2助排剂, 其特点是粘度相对较高, 主要用于需要形成短宽裂缝的深度砾石充填防砂措施井的防砂施工。
这种低伤害防砂工作液以水作为分散介质, 加入改性低残渣瓜胶粉剂, 再添加优选的防膨剂和助排剂, 配制成具有较高粘度的网状结构胶体。施工时网状结构的胶体具有很高的携砂能力, 包裹携砂将支撑剂带入地层, 充填孔道和空洞。施工结束后, 在地层温度、压力的作用下, 胶体结构破坏, 破胶返排出来。
低伤害防砂工作液中的增稠剂——改性低残渣瓜胶为白色或淡黄色粉剂, 水不溶物含量仅有4.1%, 残渣含量大大减少;增加了亲水基团, 水溶性增强;降低了分子间临界接触浓度, 用量仅为常规工作液用量的一半左右, 添加了防膨剂和助排剂, 具有了防膨返排的功能。
3.3 优化了挡砂粒径组合, 保证挡砂效果的同时能够确保充填带的自洁能力, 防止充填带堵塞
应用多级挡砂粒径组合以后, 起到较好的挡砂与排砂效果, 提高近井地带自洁能力。通过一系列粒径组合模拟挡砂实验结果可见0.425~0.85mm&0.6~1.18mm粒径组合的挡砂砾石有较好的挡地层砂, 排细粉砂效果, 可选用作为大港油田防砂作业的挡砂粒径组合。
通过砾石挡砂驱替实验结果表明, 应用单级挡砂砾石驱替实验后期驱替压力持续升高, 而应用多级挡砂砾石的驱替压力前期随有所提高, 但后期达到一稳定值后趋于平缓。
3.4 进行了重防解堵井防砂施工参数的优化
对堵塞井重防解堵施工时, 必须设置合理的施工参数与施工规模, 首先要保证施工形成的充填带能够突破原有堵塞带, 在近井地带形成较大范围的挡砂屏障, 减缓生产中细粉砂对充填带的堵塞, 同时, 要避免施工过程中地层砂与充填砂交混而降低充填带的渗透率。
因出砂井多属于疏松砂岩, 储层渗透率较大、为保证重防解堵井防后能够有较好的产能, 必须提高近井地带导流能力。
4 创新点
通过一系列配套技术的研究, 形成了港西油田疏松砂岩油藏防砂及重防解堵防砂技术。
5 结语
5.1 疏松砂岩油藏防砂技术针对防砂后由于污染堵塞而造成产液量下降的井上取得了较好的适应性, 有效解决了防砂井生产后期由于堵塞而造成的产液量下降的问题, 取得了显著的经济和社会效益。
5.2 建议在由于污染堵塞而造成的产液量下降的防砂井上推广应用。
5.3 继续攻关加强压裂+防砂以及水平井防砂的工艺技术。
摘要：港西油田油藏埋藏深度浅, 地层胶结疏松, 细粉砂含量高、泥质含量高导致油水井出砂严重, 严重影响油气井的正常生产。受到油层埋藏浅, 胶结疏松等地质因素的影响, 疏松砂岩油井防砂措施一直是出砂油田稳产的主要手段。
高渗透砂岩油藏生产管理分析 篇6
1区块采油现状
A12块目前拥有223口, 其中开井177口, 抽油机生产175口, 电泵生产22口, 螺杆泵生产2口, 捞油生产14口, 日产液7193t, 日产油360t, 综合含水95%, 2014年躺井133井次, 其中只要躺井为杆断66井次, 其次为泵漏45井次。
2生产中存在的问题
2.1泵漏次数多、因泵漏导致的生产周期短、躺井率中泵漏井占比大
对2014年泵漏躺井, 从生产层位、冲砂量、泵漏井的平面位置、液量与泵漏关系四个方面进行了对比分析, 得出随着开采层位越来越浅, 泵漏越多, 产量越高泵漏越多, 作业井冲砂进尺总米数在不断增加, 平面上主体部位泵漏最多, 泵漏躺井随着出砂量的增加而增多。根据现场跟踪情况认为泵漏主要由于出砂磨损阀座与活塞造成。
2.2杆本体断在躺井率占比22.9%, 仍然很高。
从杆断躺井情况看, 杆本体断和偏磨断仍然是最多, 占总杆断的79.7%。从杆本体断位置看, 泵上50根杆断持平, 泵上51~井口51增加15口, 井口50根减少6口, 可见杆断最多并不是承受负荷最大的上部, 而是杆柱组合的中部。从杆偏磨断位置看, 主要是泵上50根挠曲部位。从挠曲形成的原因看, 杆最下部弯曲最大, 所以容易磨断和倒扣脱;杆最中部受较大拉力及径向扭力, 所以, 容易杆断。因此, 作业区将把治理杆中部本体断及下部挠曲作为控制躺井重点工作之一。杆柱组合优化工作已在进行中, 偏磨治理已进行多年, 虽然取得一定的效果, 但仍需进一步改进和加强。
3生产管理主要做法
本着向管理要产量, 制定了以上三条保障措施, 以保证区块内油井以最高效率, 最优工况生产, 为完成自然产量保驾护航。
3.1精细油井管理, 提高油井生产效率
建立“三及时”制度提高问题井处理速度:及时发现问题井, 及时分析问题井及时处理问题井。为了及时发现如杆断、 卡泵、管漏等不能继续生产且容易通过量油、巡井发现的问题井, 我们给采油站制定了一井一策卡, 要求发现问题及时汇报。鉴于A12块为目前采二最大区块, 油井多, 面积广, 单井产量落实较难等特点。要求区块内各小队周期性测功图、液面, 对项目组及时发现问题井起到关键性作用, 当发现油井存在问题时及时进行憋泵验管、碰泵等检验工作。最总项目组根据各个油井的基本数据及时发现问题井。采用“三及时”的方法总共处理泵漏、卡泵、温度低、供液不足、电泵液面降5类问题井17井次, 平均延长检泵周期65天
建立油井闭式循环制度保证措施质量:问题井管理闭式循环, 作业监督闭式循环, 热洗管理闭式循环, 措施工作闭式循环。根据问题井工况分析实行闭环管理, 在实际工作中根据本次躺井原因结合该井井史, 通过优化泵型、优化泵挂, 采用防砂泵等措施延长油井检泵周期, 今年实施67井次, 其中延长检泵周期10口平均延长39.6天, 缩短检泵周期1口, 缩短时间为48天, 未延长目前正常生产井5口。
3.2采取专项治理降低躺井率
在治理躺井方面主要开展了以下五方面:加强使用防砂工具、无磁阀等工具中, 共计67井次, 其中使用无磁阀51井次、长柱塞9井次、旋转防砂泵7井次;对178口井实施防泵漏措施85井次, 平均延长检泵周期37天, 相比前年减少躺井8井次;加强杆柱强度减少杆柱本体断, 总共实施42口井, 已延长检泵周期14井次;优化生产参数, 延缓检泵周期, 在沉没度满足的前提下, 我们通过优化泵型、泵挂, 合理提液19井次, 在减少躺井的同时又增加了油井的产量;采油偏磨工具偏磨躺井, 泵上第一根采用防偏磨器总共实施29井次。通过针对专项躺井治理, 躺井率由2014年的6.5%下降到6.3%, 检泵周期由478天增加到493天。
3.3实时把握油井工况深挖油井潜能
加大隐藏潜力井治理, 及时准确的进行泵漏井的检泵, 对提高生产时率, 稳定自然产量意义重大, 对供液充足井调掺提液增效, 根据油井供液能力强弱在油井供液充足时上调冲次9井次, 换大泵提液9井次。J67~231该井采用57泵生产, 生产周期超过2年以上, 存在抽喷现象, 该井潜力较大, 通过提液后该井最高日增油达3吨, 累计增油300吨。该区块实施低产液强效检泵的同时转大泵提液井9井次, 泵漏井低产液治理, 通过常规的工况分析累计处理因泵漏导致的低产液井37口, 低效检泵后单井平均日增液26.3吨, 单井平均日增油1.6吨, 累计增油6937吨。
4结语
(1) 合理确定确定油井的生产参数, 能够减少躺井率, 提高生产时率, 稳定自然产量;
(2) 泵上第一根采用防偏磨器能够有效控制躺井, 提高开井率;
(3) 建立生产管理制度, 能够缩短问题处理时间, 延长生产周期。
摘要：目前随着A12块的深入开发, 油藏已进入开发后期, 表现出综合含水高、采油速度低的特征, 产量形势比较严峻, 属于典型的复杂断块油田, 油藏埋深大, 地面情况复杂, 深斜井较多, 多采用机械式抽油机采油, 偏磨问题十分严重, 对油藏工艺管理配套技术应用及管理进行调研, 合理协调和管理采油项目工程, 提升油田的管理能力以及作业能力, 从而提升油田整体的工作效率, 推进实现了采油工艺技术的创新与突破, 使采油工艺技术得到长足的进步与发展, 满足了油田生产发展的需要。
关键词：高凝油,开发后期,生产管理
参考文献
[1]张辉.深入躺井分析寻求控躺井对策.科技向导:2011, 26:4.
[2]袁卫东油井躺井原因分析及控躺井对策.企业文化:2015, 5.
疏松砂岩油藏 篇7
滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部, 为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏。该块1971年投入开发, 已有40年的开发历史, 区块采出程度55.6%, 综合含水达到91.3%, 油井产量较低, 针对区块不能持续稳定发展的现象, 我们积极分析其特殊的构造位置及岩性特征, 强化提高有效水量, 合理驱油, 来解决这一难题。
1 区块基本概况
1.1 区块地质概况
滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部, 为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。有统一的油气界面 (-1 510m) 和油水界面 (-1 560m) 。
1.1.1 油层分布情况
滨8-3块沙四中储层比较发育。储层厚度60.6m~85.6m, 平均单井15.6层68.9m。平面上, 中心部位较厚, 滨4-5-52井区达85.6m以上, 在滨4-5-2井处仅为59.6m。砂层和油砂层发育, 厚度较大。含油气井段长达150m, 其中含气高度100m, 含油高度50m。第1砂层组为较大的原生气顶, 主力油层在2、3砂层组, 全区分布。4砂层组只在中部局部分布。
1.1.2 储层物性
滨8-3块物性较差, 渗透率低, 非均质严重。平均孔隙度22%, 空气渗透率69×10-3um2, 灰质胶结, 胶结物中碳酸盐含量12%~23%, 泥质含量14。26%, 含油饱和度62.6%。
渗透率在平面上的变化较大。2砂层组渗透率为0.074μm2, 3砂层组渗透率为0.089μm2。总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高 (滨4-3-7井渗透率为0.081μm2) , 四周较低, 最低渗透率为0.019μm2 (滨4-5-7井) 。
1.2 区块开发历程
该块于1971年9月投入开发, 投产采用330m~360m井距的三角形面积井网。弹性开采阶段: (1971年9月至1975年11月) , 地层压力下降快, 产能低, 由于没有全面注水, 压裂后产能普遍递减。
1.3 开采现状
截止到2010年底, 该块共投产油井45口, 开井29口, 日产液642, 日产油56t, 综合含水91.3%采油速度0.46%。投产水井25口, 开井11口, 日注水量641方/天, 月注采比0.98。总体处于低产能, 低采油速度, 高采出程度, 高含水开发阶段。
2 油藏开发状态评价
2.1 水驱状况评价
1) 停产停注井多, 注采井网不完善
8-3块油井投产45口, 实际开井29口, 统计16口停产井主要是高含水。水井投注25口, 实际开井11口, 停注井14口, 其中2口套管有问题带病笼统注水, 注采井网不完善。
2) 井网控制程度较差, 水驱储量损失大
2组水驱控制程度:98.2%下降到68%, 水驱动用程度:91.2%下降到66.5% (损失水驱动用储量82万吨) 。3组水驱控制程度:98.2%下降到90.4%, 损失控水驱储量26万吨, 水驱动用程度:97.5%下降到90.1% (失控动用储量20万t)
3) 注采井网不完善导致井组产量下降
4) 注采井网不完善, 注采比低
2.2 储量动用状况评价
滨8-3块射开油层较多, 各油层的性质差异较大, 高渗透厚层水淹严重。中低渗透层、小薄层无法充分发挥产油能力和注水能力, 层间干扰严重。
2.3 能量保持状况评价
滨8-3块地层压力11.5MPa, 压降4.1MPa, 能量保持水平73.7%。现有抽油机井29口, 油藏中深1 540m, 平均动液面571m, 平均沉没度568m, 能量利用程度偏低。
2.4 分层注水状况评价
滨8-3块开注11口, 分注井9口, 分注率为81.8%, 测试率66.7%。分层注水层段25层, 合格率为48%, 注水层段合格率较低。
3 治理对策及效果
3.1 完善动态井网, 提高注采对应率
在注采欠完善、地质储量动用差的区域完善井网, 水井:转注:2组4-5, 3组3-723、2-3组6-5、5N4;大修:3N7;油井:扶停:2组4-61、5-52;3组:4-613、5-523注采对应率提高3%。通过滨8-3块加强注水井专项治理工作, 共治理水井12口, 其中分注井查换管4井次, 大修3井次, 转注4口, 新投1口, 有效注水量明显上升。
3.2 注水引效, 挖掘层间潜力
3.2.1 高能区提液, 增加产油
在注采较完善的高能区进行提液, 对4-62、3-61等8口供液充足井进行了调参、下大泵等提液措施, 日增油7.1t, 累增油1733t。
3.2.2 封卡高含水层, 缓解层间矛盾
滨4-2-71井硼中子测井解释成果表找出出水层位, 封卡高含水层, 实现控水增油。通过封卡2组, 单采3组, 油井含水由91.4%下降到38.2%, 日增油3.1t/d。
3.3 应用新工艺提高层段合格率
通过引进智能水嘴调节装置, 和加强日常水井维护保养, 定期洗井, 减少测试遇阻和因道路、闸门等问题影响水井分层测试, 提高测试率, 使分层注水井测试率提高到66.7%, 分层注水合格率提高到83.3%。
4 结论
1) 针对老区套损井多井网不完善的问题, 应提高油水井利用率和注采对应率, 增加有效水驱波及面积, 来最大程度提高采收率;
2) 针对滨8-3平面水淹严重, 应充分利用动静态资料, 深入研究井区平面水淹规律, 指导井区注采调整。比如在高能区提液, 扶停、调整工作参数等来改善水驱效果;
3) 针对滨8-3块层间矛盾仍较突出, 应继续加强分层注水, 提高分层注水层段合格率和中低渗层段的剩余油动用程度, 来实现层间注采平衡。
参考文献
[1]张厚福, 等.石油地质学[M].石油工业出版社, 1999, 9.
疏松砂岩油藏 篇8
疏松砂岩油气储量非常丰富, 其产量在原油总产量中占有十分重要的地位.作为油气井增产增注的主要措施, 水力压裂技术自1947年在美国堪萨斯州实验成功已经经过了半个多世纪的发展, 目前已广泛应用于低渗油气田的开发中.其压裂机理包括裂缝起裂和裂缝扩展延伸两个方面, 是水力压裂的重要组成部分.直井、斜井、水平井等在不同排量、不同完井方式下的起裂机制不尽相同, 主要取决于时间效应、规模效应和应力状态等, 而流体滞后、端部膨胀和过程区机理则从不同方面考虑了裂缝扩展延伸的一些重要影响因素.
疏松砂岩具有复杂的物性特征, 对水力压裂作业条件的要求较为严格, 疏松砂岩水力压裂裂缝的起裂和扩展延伸机理一直是研究的热点问题.我国目前的研究仅仅局限于压裂充填防砂工艺, 对其力学机理研究较少.基于此想法, 作者主要对国外的一些压裂实验研究相关文献进行综述, 从疏松砂岩基本特征、裂缝形成的物理机制着手, 探究其裂缝形成机理, 综述疏松砂岩水力压裂裂缝起裂扩展过程中裂缝的起裂、偏转、扩展等情况的研究进展, 最后指出作者发现的一些问题和观点.
1 疏松砂岩基本特征分析
疏松砂岩油藏沉积环境具有多样性, 岩石颗粒由粗到细均有分布, 部分油藏有多种粒相并存的情况, 其分选性较差.疏松砂岩油藏往往埋藏较浅, 上覆岩石压力相对较小, 压实作用较弱, 主要以接触胶结、孔隙胶结为主, 胶结物数量较少, 通常为泥质胶结较常见, 故其岩石强度较弱.在地应力一定的情况下, 受原地应力分布、岩石强度等影响, 有较小的破裂压力, 此外, 压裂液对泥质胶结的侵入作用对破裂压力也有很大的影响.由于疏松砂岩中岩石孔隙的存在, 受力后颗粒间易发生挤压变形等, 则应力应变关系呈现非线性、非弹性特征.对于弱胶结疏松砂岩地层, 由于其胶结物以泥质为主, 因此, 该类地层岩石的强度通常会随着泥质胶结物含量的增加而逐渐增大.综上可以看出疏松砂岩具有复杂的物性特征, 一些适用于硬质岩石的线弹性、脆性断裂力学的经典模型并不完全适用于疏松砂岩, 尤其对于泥质含量较高的中低渗疏松砂岩的缝尖塑性区而言[1,2].
2 疏松砂岩压裂裂缝形成的物理机制
疏松砂岩、弱胶结疏松砂岩具有很小的胶结强度和抗张强度, 有的可视为一定压力作用下的高黏度砂泥浆, 裂缝尖端的起裂张开主要依靠液体压力对内外部滤饼的作用, 在裂缝进一步扩展延伸之前, 压裂液浸入缝尖前缘区域形成滤饼或称之为高增压作用区, 流体前缘位于缝尖后方是与常规岩石压裂 (滞后区) 所不同的地方, 其压应力状态和流体滞后区的缺失是其重要的特征.目前来说, 裂缝的形成机理符合该特征的有两种运动学机制:第1种机制是基于张开缝缝尖前端剪切带的扩展延伸;第2种机制是基于裂缝尖端的有效应力减小和滤失区材料的流化作用[3].
疏松砂岩基于其特殊的物性特征, 具有较低的抗剪强度, 使其更易于发生剪切破坏并在剪切作用下发生塑性变形, 进而对裂缝周围的应力分布产生影响;另一方面涉及到高渗透率和随之产生的高滤失量, 起裂时易导致井眼附近的孔隙压力发生变化, 导致多孔弹性应力发生变化.此外, 由于注入液体中颗粒的封堵作用所形成的滤饼对孔隙压力的分布也会产生很大的影响.综合考虑这些因素, 疏松砂岩水力压裂裂缝会产生多种失效模型, 出现多种复杂裂缝.
Gil[4]利用离散单元法分析研究了疏松砂岩储层中水力压裂裂缝的扩展机理, 发现在裂缝扩展过程中, 剪切失效比拉伸失效对裂缝形态的影响更为显著.Chang[5]对压裂液注入过程中储层岩石微粒物进行了实验研究, 发现所有的微粒物都受到了挤压作用.Wu[6]运用离散单元法对疏松砂岩注入压裂液的过程进行了模拟, 认为在该模型中水力压裂裂缝的扩展过程实际上是一种颗粒混合物的流化作用, 其颗粒间并没有发生过多的相互作用.Karn等[7]认为拉剪失效是控制裂缝发育的重要因素, 并利用滤失模型对失水量进行了精确的模拟.Wong等[8]对Athabasca地区含油疏松砂岩进行了三轴实验, 总结出颗粒间可能存在如图1所示的4种相互作用方式: (a) 颗粒间接触弹性变形; (b) 颗粒间滑移; (c) 颗粒间旋转; (d) 颗粒间挤压破碎.水力压裂裂缝的扩展被广义定性为, 由于裂缝面受到压裂液等压力负荷的影响而开始起裂的过程.对于疏松砂岩的压裂情况, 上述颗粒间的挤压破碎并没有起到一个决定性的作用, 而颗粒间发生分离或许可以说明疏松砂岩中裂缝的形成原因.
从以往大量三轴实验结果可以看出, 疏松砂岩常表现为软化型应力应变形态, 即其轴向应力应变关系曲线表现为先是呈现上升, 当应力达到一定峰值后转为下降的趋势, 也就是说应力达到峰值后降低, 应变却不断增加, 直至发生破坏.疏松砂岩储层中大量压裂液的注入会引起井筒周围应力场的重新分布, 渗透率随之发生变化, 而以往对于渗透率变化的研究中, 常假设是由于储层的孔隙度、体积应变或储层压力的影响发生形变所引起的.近井应力场对压裂后地层形态的影响主要体现在裂缝方向和起裂压力上, 垂向主应力和水平主应力的相对大小决定了裂缝的形态和方位.
一些学者从实验中总结观察到了3种主要的裂缝尖端几何形态: (1) 斜面端; (2) 指状端; (3) 球面端.据其缝尖形态分析认为: (1) 斜面端的形成是由于前部剪切带的出现; (2) 指状端的形成是由于前部液体的滤失和穴蚀 (空化) 作用; (3) 球面端的形成是由于前部发生孔隙扩张作用[9].
3 疏松砂岩裂缝起裂扩展机理分析
据目前针对疏松砂岩的物理实验的现象来看, 基于疏松砂岩自身的物性特征、力学特征, 尤其对于缝尖区域存在典型的复合型裂纹表征 (见图2) .不同类型岩石结构和材料以及裂缝扩展的不同阶段都会有不同的断裂准则, 最大周向应力理论适合表述张开位移为主的节理性断裂, 而最大剪应力准则适合于剪切位移为主的断层性断裂的解释.疏松砂岩压裂时在压裂液滤失影响下, 裂缝尖端产生了塑性屈服区, 该塑性区的存在影响了脆性断裂的裂纹扩展.依据复合型裂纹扩展的应变能准则, 假定在压裂液作用下, 裂纹初始扩展沿缝尖至弹塑性边界最小距离的方向, 水力作用增加到当弹塑性边界内总应变能达到I型裂缝断裂应变能临界值时, 裂缝失稳扩展形成分支缝等复合型裂纹.
由I--II--III复合型裂纹尖端应力分量联立应变能密度方程
其中
式中, ζ=2 (1-2ν) 2/3;γ, ν, µ分别为极半径、材料泊松比和材料剪切弹性模量;KI, KII, KIII分别代表材料I, II, III型裂纹应力强度因子.
由Von-Mises屈服条件确定尖端附近的弹塑性边界线.已知 , 得到裂纹前缘弹塑性边界线方程
I--II--III型复合裂纹包络面方程
其中
该复合型裂纹形成的分析或许可以对拉剪作用下缝周密集型裂缝 (滤失区) 的形成有一个适宜的表征.
3.1 疏松砂岩裂缝扩展时的力学行为
场应力对于裂缝的起裂扩展有着最直接的作用, 而这只是宏观层面的解释, 其微观层面的力学行为决定了其裂缝形态特征.砂岩的裂缝扩展机理不同于线弹性断裂力学中裂缝的延伸方法.de Pater等[10]利用CT实时扫描技术对压裂液注入过程中的岩心进行扫描, 发现了剪切带的形成过程, 裂缝的交联部分可以看到一定钝度的缝尖和棱角状的分支缝, 足以说明缝尖剪切带的形成是裂缝的主要扩展机理, 即裂缝尖端扩展主要是由于有效应力减小和滤失带发生了剪切破坏, 如图3所示.
由于液体的侵入和孔隙压力的增加, 在裂缝尖端发生剪切破坏, 进而裂缝尖端在张应力作用下失效, 裂缝开始延伸 (见图4) .其主要影响因素为储层岩石孔隙压力梯度、压裂液滤失情况和岩石在破坏时的弹性及强度特性.在储层的力学特征对裂缝的破裂压力、缝宽、拉剪失效机理有着显著影响的同时, 孔隙压力梯度是控制裂缝半长和剪切破坏影响程度的主导因素.比如高黏度压裂液的注入或者颗粒的封堵作用造成储层渗透率下降, 都会产生较高的孔隙压力梯度, 进而使压裂后形成拉伸缝的同时伴有微小剪切分支缝的出现.
裂缝的起裂与扩展主要受原场地应力、岩石的力学与多孔弹性特征及裂缝尖端效应等影响, 裂缝的尖端效应包括岩石断裂韧性、滞后区和尖端扩容效应作用区等.Khodaverdian等[11]利用三轴应力设备通过对弱胶结砂岩的模拟实验发现, 裂缝和液体滤失区的形态变化均与裂缝应力状态、液体流速、流体的流变学特征及地层渗透率的变化有明显的关系.其实验中所观察到裂缝的典型特征是在主缝两边或单边有大量分支缝的出现且裂缝尖端有明显的钝度时, 这表明非黏性材料裂缝扩展时发生了明显的非弹性变形 (图5) .
该实验现象遵循有限滤失机理, 即滤失带厚度远小于裂缝长度.沿裂缝方向的滤失带中有着很高的应力梯度, 不过由于相对较大裂缝开度的影响, 沿裂缝方向的流体压力并没有显著降低.这说明在疏松材料中水力压裂裂缝的扩展延伸由材料的韧度起主导作用.尺度标准分析表明大的裂缝尖端开度对应较大的“有效”断裂 (表面) 能, 其能量级比典型坚硬岩石大得多.在一些模拟实验中, 常定义类似裂隙带区域为塑性变形的单元集合区, 也有相关文献定义为一片扩张区域或者网状微破裂区域.该区域包括塑性剪切失效区和全破碎区两部分, 并且在疏松砂岩储层的裂隙带内部有着较强的各向异性、较低的有效应力和较高的渗透率.
裂缝尖端前缘在起裂前由于滤液的侵入, 孔隙压力增加.液体在高滤失量的情况下形成大量近似平行的“裂缝” (塑性剪切失效区) , 在低滤失量的情况下一般易形成单一连续的“裂缝”.采用高排量的液体倾向于产生径向裂缝, 而低注入排量的液体易导致沿井筒的切向入侵[12].
Zhai等[13]通过应力分布与孔隙压力进行耦合来模拟研究疏松砂岩中水力扩展裂缝时发现:当注入压裂液时, 剪切破坏是最主要的失效形式.该现象也与之前的研究结果相似, 且拉伸破坏只有在走向滑移应力条件下出现在井筒附近区域.据其结论可以认为:在正断层作用条件下, 随着孔隙压力增加, 垂直于最大拉应力方向易形成高渗区, 该区域的长宽主要受最大、最小水平地应力的影响.当应力差较大时, 会形成比较窄和短的高渗区.
Pi等[14]提出了一种不同于剪切失效区或裂隙区的起裂扩展理论.首先, 液体发生滤失进入基岩时对黏塑性基岩产生一定的压力, 使其流态化.当压力超过岩石屈服应力后, 储层发生变形形成孔隙通道, 携砂液渗入孔隙通道, 孔隙开始扩展延伸.流体自身的惰性对于缓慢入侵泥浆的定向有一定的作用, 尤其是在井筒附近各向同性的应力环境下.Karn等[7]在模拟研究中发现, 裂缝周围由于剪切作用形成了塑性屈服区, 并观测到了相当大的净压裂压力.通常情况下, 裂缝延伸时在缝尖前缘会形成一个剪切失效区, 随后在较高的净压裂压力作用下发生拉伸破坏, 进而裂缝发生延伸.在低效率液体的情况下, 剪切破坏是所观察到的起主导作用的失效形式, 并伴有少量拉伸缝的出现;在使用高效率压裂液或裂缝由于注入液体中的颗粒发生封堵时, 剪切失效区周围会出现一定长度的拉伸缝.
疏松砂岩水致裂缝扩展整体方向总是沿着垂直于最大拉应力方向, 从微观上可以这样理解:材料发生失效前, 各向异性初始诱导应力张量引起各向异性应变张量的变化, 有关的各向异性渗透率张量会导致流体向着渗透率大的方向流动, 从而引起该方向上的颗粒单元体发生塑性破坏, 并进一步在该方向上产生水力压裂裂缝[15].
3.2 裂缝扩展过程中发生偏转机理分析
最小耗能原理是Helmholtz在1882年针对不可压缩黏性流体提出的, 最小耗能原理认为:“任何耗能过程, 都将在与其相应的约束条件下以最小耗能的方式进行”.亦即裂缝的延伸路径总是沿着最小阻力的方向并主要受到裂缝尖端区域地层强度的影响.如图6所示, 对于均质、各向同性的材料, 裂缝的延伸依据最小耗能原理即沿最小阻力的A方向扩展延伸;而对于疏松砂岩, 由于岩石内部的各向异性和非均质性, 其内部一些天然裂缝和软弱结构面的存在, 使裂缝的原始延伸路径上产生一些新的不同于原来的起始应力, 只要诱导应力超过相应岩石强度, 裂缝便沿着诸如B或C方向发生偏转延伸 (见图7) .在偏转过程中, 由于剪应力的影响, 最小阻力的方向会发生一系列的变化, 缝宽减小, 某一位置处的剪切作用可能会诱发一系列的剪切失效, 便会在其周围产生一系列相互交错的微小分支缝, 形成一些不连续的粗糙缝面[16].
对疏松砂岩中使用高效率压裂液或支撑剂填充的裂缝面, 其周围多伴有一定的剪切破坏区.抗剪强度低的疏松砂岩更易于发生剪切破坏并在剪应力作用下发生塑性变形, 对缝周应力的重新分布产生较大的影响.塑性变形区由于发生延性屈服, 相比于裂缝尖端的脆性线弹性材料区域, 会产生较小的应力集中.此外, 储层孔隙压力的增加会使得裂缝尖端的失效区更易发生剪切破坏, 并相对抑制了拉伸破坏的发生.当使用高效率的压裂液时, 裂缝尖端破裂失效区域的孔隙压力在垂向上保持不变, 在缝面存在高压力梯度的情况下, 会导致相对较低的净压裂压力.
此外, 孔隙压力梯度、产层厚度等也主要是通过剪切作用影响到裂缝的扩展.孔隙压力梯度主要受到注入速率、注入液体黏度和地层渗透率的影响.其中渗透率降低主要是由于缝面上颗粒的封堵作用使滤失量减小进而导致较高的压力梯度所引起的, 进而易形成较长的拉伸缝和小范围的剪切破坏.比如较大的压裂液注入速率会得到较长的拉伸缝, 且裂缝长度随着注入速率的增加而增加, 发生剪切破坏的范围和缝宽也会增大, 在剪切作用下形成微裂缝、分支缝等;产层厚度增加, 上下盖层对产层中间水平面上所起到的侧向限制作用减小.由于边界盖层的存在, 不同层段具有不同的变形程度, 在其界面上出现的剪切应力起到了一种侧向限制作用, 使地层破裂压力增大.这种侧向限制作用在邻近硬度更高的上下盖层处达到最大, 并至产层中间部位逐渐减小.因此, 对于非常厚的产层, 其中间部位的侧向限制作用会很小, 则所需要的破裂压力也会很小[17].
4 结论与展望
(1) 对于疏松砂岩等弱胶结材料中的水力裂缝属于密集型裂缝, 疏松砂岩水力裂缝在流体的侵蚀和孔隙压力的作用下使得裂缝尖端发生了剪切破坏, 产生塑性变形, 随后尖端在拉伸应力的作用下裂缝开始扩展延伸.
(2) 孔隙压力梯度是决定疏松砂岩裂缝半长和剪切破坏程度的主控因素, 储层岩石的力学特征应该主要对裂缝的破裂压力、缝宽和失效机理 (拉伸、剪切作用) 产生影响.使用高黏度液体或者颗粒封堵作用使储层渗透率下降, 形成高孔隙压力梯度, 会产生较长拉伸缝并伴有小范围的剪切破坏.
(3) 疏松砂岩的各向异性和非均质性及其内部一些天然裂缝、软弱结构面的存在, 使裂缝原始扩展路径上产生一些新的不同于原来的起始应力, 生成一定程度的曲折缝, 裂缝会沿着主方向发生一定角度的偏转后继续沿着垂直于最大拉应力方向扩展延伸.
(4) 基于疏松砂岩自身的物理力学特征, 国内在储层压裂改造工艺方面不乏大量研究, 但主要是对防砂工艺等的现场应用, 有关力学机理性研究较少, 尤其是针对岩体自身弹塑性特征对裂缝起裂扩展的影响, 如何将其微观破裂机理与宏观压裂工艺有效结合, 充实相应理论基础对更好地理解压裂工艺优化压裂措施是值得研究的层面.