预压裂技术（精选7篇）
预压裂技术 篇1
硫化氢( H2S) 是一种易燃的酸性气体,气味如臭蛋味,是一种具有爆炸性和剧毒性的气体。在煤矿井下H2S主要赋存于煤层中、采空区内、废弃旧巷内、通风不良的水仓中。
1工作面概况及H2S气体涌出情况分析
041606工作面东部为该矿041604工作面采空区( 已于2012年回采完毕并封闭) ,西部为落差在50 ~ 70 m的公乌素逆断层,041606工作面位于公乌素逆断层下盘。041606工作面所采煤层为16号煤层,其厚度在8 m左右; 煤层倾角为8° ~ 13°; 煤的坚固性系数f约为2,但由于受断层挤压影响,在接近断层时,煤层内裂隙和节理发育明显,煤层较酥松; 煤层硫分为2. 5% ~ 4. 0% ,属中高硫煤; 煤层内含水性较弱; 煤层瓦斯涌出量极低,无瓦斯动力现象。
041606工作面车场巷道断面为矩形,断面尺寸为4 m×3 m,巷道采用顶板锚网索支护,采用2 ×11 k W对旋式风机进行压入式通风,巷道沿16号煤层底板掘进,采用综合机械化掘进工艺施工,计划每班掘进4 m,每一循环进度1 m。
041606工作面车场在前期掘进过程中一直伴随有少量H2S气体的涌出,但涌出量小于6. 6 ×10-6,作业现场采用便携式H2S检测仪和H2S检测试管进行H2S气体的检测工作。当工作面掘进至距公乌素逆断层100 m时,煤层受断层挤压影响出现扭曲、松散、煤层裂隙增加和煤层含水率增大等现象,同时伴随H2S气体涌出量的异常升高[1],综掘机在截割落煤时掘进工作面迎头的H2S浓度长期保持在( 5. 0 ~ 7. 0) ×10-5,最高时可达到1. 5×10-4。
未进行松动爆破预压裂时掘进工作面H2S气体涌出情况见图1。
H2S气体异常原因分析: 041606工作面车场巷道所在的16号煤层为中高硫煤层,煤层中所含硫分在断层水的长期作用下生成H2S气体,并积存在断层产生的孔隙中。当巷道掘进至接近公乌素逆断层时明显揭露出煤层受构造挤压影响,出现扭曲、松散、煤层裂隙增加、含水率增大和H2S含量增大等现象,从而造成巷道在掘进过程中,H2S气体伴随掘进落煤而大量释放,导致H2S气体浓度异常升高[2]。
2松动爆破预压裂技术实施方案和作用机理
2.1实施方案
根据掘进工作面地质情况和施工组织安排,在综掘机截割落煤前采用松动爆破预压裂技术对煤层中赋存的H2S气体进行预先释放,以降低综掘机截割落煤时的H2S涌出量,改善掘进工作面作业环境。
1) 松动爆破技术参数: 根据掘进工作面断面和煤层硬度情况,在工作面正前方中央以1 m×1 m间距按掏槽眼方式布置6个松动爆破孔,水平和垂直角度为朝向巷道中心点85°,采用煤矿用煤电钻配合煤钻杆进行钻孔作业,孔深2 m,每个钻孔采用正向装药,装2号煤矿许用铵梯炸药1. 2 m,炮泥封孔长度0. 8 m,采用煤矿许用瞬发电雷管远距离一次性起爆,一次松动范围为朝向掘进方向2 m内的煤层[3]。
工艺实施步骤: 交接班和安全检查→第一次打眼进行松动爆破→综掘第一掘进循环作业和第二循环作业→第二次打眼进行松动爆破→综掘第三掘进循环作业和第四循环作业→安全检查和交接班。
2) 在进行松动爆破作业时,人员撤离掘进工作面或进入专设躲避地点,以避免松动爆破后产生的高浓度H2S气体造成侵害。
3) 进行松动爆破后掘进工作面前方煤层内破碎圈直径约为100 ~ 200 mm,煤呈碎屑状; 裂隙带直径约为700 ~ 800 mm,煤呈块状。由于受钻孔附近的破碎带和裂隙带的影响,破坏了煤层的整体性, 增大了煤体的破碎程度[4]。
2.2作用机理分析
由钻孔爆破学可知,钻孔中的药卷( 包) 起爆后,爆轰波以一定的速度向各个方向传播,爆轰后的瞬间,爆炸气体充满整个钻孔,爆炸气体的超压同时作用在孔壁上,爆源附近煤体内的有害气体由于受高温、高压和震动的作用而被提前挤压释放。 强大的压力作用结果,使爆破孔周围形成压应力场,压应力的作用使周围煤体产生压缩变形,使压应力场内的煤体产生径向位移。此外,爆炸是一个高温高压的过程,随着温度的降低,原来由压缩作用而引起的单元径向位移,必然在冷却作用下使该单元产生向心运动,于是单元径向呈拉伸状态,产生拉应力。当拉应力大于煤岩体的抗拉强度时,煤体将呈现拉伸破坏,从而在切向方向上形成拉伸裂隙,钻孔附近形成破碎带和裂隙带,增加了煤体的透气性,从而起到了松动煤体,增加有害气体释放通道的作用[5,6,7,8]。
采用松动爆破预压裂技术后,监测到的掘进工作面H2S气体涌出情况见图2。
3实施效果
通过在综掘机截割落煤前采用松动爆破预压裂技术对煤层中赋存的H2S气体进行预先释放后,掘进工作面在截割落煤时的H2S气体涌出量下降明显,H2S浓度基本控制在6. 6 ×10-6的允许浓度范围以下。在较远距离掘进送巷时,可配合采用湿式除尘风机进行抽吸过滤,对降低巷道内H2S气体浓度的效果更好。
4结语
煤矿的高硫煤层疏松带、断层破碎带、褶曲、废弃井巷及采空区等特殊地段,往往易形成H2S气体并聚积,在巷道采用综掘机掘进过程中伴随煤体的破碎而释放,造成掘进工作面在生产作业时H2气体长期超标。通过在综掘机截割落煤前对煤层采用松动爆破预压裂技术,达到了对煤层中赋存的H2S气体进行预先可控释放的目的,确保了巷道在正常掘进过程中涌出的H2S气体浓度处于规程规定范围内。
预压裂技术 篇2
关键词：压裂返排液,破胶絮凝,预氧化,深度氧化
在油气田开发过程中, 井下作业产生的压裂返排液是一类处理难度较大的污染物[1]。压裂液主要成分是胍胶、交联剂、破胶剂等众多添加剂, 故压裂废液残存着胍胶、甲醛、原油、返排时所带出地层中的部分盐水及其他有机添加剂等多种有毒有害难降解物质, 从而导致压裂返排液具有较高CODCr、高稳定性、高黏度[2]及氯化物含量高等特点。如果直接排入环境, 将会对水体造成污染, 使土壤变质、无法耕种, 对人、动物、植物均有一定危害[3]。
目前对油气田压裂返排液的处理方法主要包括物理法、化学法、物理化学法以及生物法, 其中物理法处理效果难以达标, 生物法具有驯化周期长、不适应水质的变化等缺点, 而化学氧化法的处理效果尤为突出[4], 且符合该废液的排放特点。本文以四川德阳某气田压裂返排液为研究对象, 由于其有机添加剂种类多、难降解以及含盐量高等特点, 处理难度很大, 在大量探索试验的基础上, 采用破胶絮凝-预氧化-深度氧化法进行处理, 对各工艺环节进行了详细的优化, 达到了较好的CODCr去除效率, 且该工艺简单, 便于控制。
1 实验部分
1.1 仪器及试剂
主要仪器:DIS-1A型数控多功能消解仪;SevenCompact p H计;MY3000-6 M彩屏混凝实验搅拌仪器;平凡TG18M离心机;oil-less真空泵等。
主要试剂:氧化钙、硫酸铝、硫酸亚铁、硫酸亚铁铵、硫酸、H2O2 (30%) 、高锰酸钾、次氯酸钠、过硫酸钾、氢氧化钠等为分析纯试剂, 高铁酸钾为工业品。
1.2 水质指标分析
本研究处理的压裂废水呈淡黄色, 有较明显的刺激气味, 表观黏度大, 相关指标的分析方法如表1所示。
1.3 破胶絮凝处理方法
取5 00 m L的压裂废水于1 L烧杯中, 不调节p H, 设置混凝搅拌器转速为400 r/min, 每隔5 min依次加入Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4, 反应结束后, 静置10 min, 取上清液测试其CODCr值, 主要研究Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4的投加量对废水破胶絮凝处理效果的影响, 以确定适宜的破胶絮凝条件。
1.4 预氧化处理方法
采用1.3所确定的最佳实验条件处理压裂返排液后的出水, 对其进行预氧化。分别取500 m L水样于干燥洁净的烧杯中, 再分别加入500 mg/L的高锰酸钾、高铁酸钾、次氯酸钠以及过硫酸钾, 快速搅拌15 min, 以处理后废水上清液CODCr去除率为评价指标, 优化了p H、氧化剂种类和投加量。
1.5 深度氧化处理方法
采用1.4所确定的最佳实验条件, 对处理后废水进行Fenton试剂氧化处理。取200 m L破胶絮凝、预氧化处理后的上清液, 用70%的硫酸将其p H调整为3.0~4.0, 依次加入H2O2 (30%) 试剂和Fe SO4·7H2O, 固定对CODCr去除率影响最小的因素-H2O2的用量[5], 加入6 m L/L 30%的H2O2, 优化Fenton试剂m (Fe2+) 与V (30%H2O2) 的比值, 控制反应时间2 h。反应2 h后, 将水样p H值调节至6.0~8.0, 加温除去剩余H2O2, 以处理后废水上清液CODCr去除率为指标, 以确定最佳深度氧化反应条件。
2 结果与讨论
2.1 水质特点分析
由表2水质检测数据分析结果可见, 本实验所用废水p H值为6.78, 呈弱酸性;该水样各项污染指标严重超标, 具有CODCr值高、Cl-含量高等特点, 其中CODCr超过《污水综合排放标准》 (GB 8978—1996) 中石化工业COD一级标准近50倍, 水中有机物稳定, 处理难度大。
2.2 破胶絮凝实验
由于压裂返排液黏度较大, 迅速破胶絮凝使其黏度急剧下降以及使水中胶体粒子脱稳、相互碰撞、聚结成为较粗大絮凝体从水相中分离对于现场处理工艺具有重要意义[6]。
实验筛选了Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4组合进行破胶絮凝实验。Ca O具有快速破胶且调节p H至碱性的作用, 无机絮凝剂Al2 (SO4) 3和Fe SO4能使胶体放电, 快速凝聚, 并中和电荷, 水解架桥, 破坏胶粒的稳定性, 使溶胶微粒被强烈吸附, 通过黏结架桥和交联等作用, 促使微粒聚集, 形成絮凝状沉淀物[7]。
2.2.1 破胶絮凝剂复配投加量
(1) 向压裂返排液中投加定量的Al2 (SO4) 3和Fe SO4, 优化Ca O的投加量, 检测处理后水样CODCr。
(2) 投加定量的Ca O和Fe SO4, 优化Al2 (SO4) 3的投加量, 检测处理后水样CODCr;③投加定量的Ca O和Al2 (SO4) 3, 优化Fe SO4的投加量, 检测处理后水样CODCr。根据实验确定三种破胶絮凝剂Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4的最佳投加量。
Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4的复配使用可使出水无色、澄清、透明。实验中, 加入Fe SO4后体系呈现绿色, 絮体较明显, 静置沉降后, 固液分离明显, 且上层液体清澈。结果如表3所示, 破胶絮凝处理后CODCr降至4 067 mg/L, CODCr去除率接近40%, 出水p H值在12.60左右。根据以上结果确定三种药剂Ca O、Al2 (SO4) 3和Fe SO4的最佳使用量均为5 000 mg/L。
2.3 预氧化实验
预氧化的目的是通过氧化还原反应, 进一步破坏压裂返排液的胶体稳定性, 降低其黏度, 使投加的水处理剂能够快速的分解和水解, 改善混凝处理的作用效果。
2.3.1 氧化剂种类
实验筛选了高锰酸钾、高铁酸钾、次氯酸钠和过硫酸钾四种氧化剂, 在相同条件下进行氧化反应, 离心后测试出水CODCr以得出CODCr总去除率, 实验结果见图1。
由图1可见, 相同条件下, 四种氧化剂均对压裂液有一定的氧化作用, 相比较而言, 过硫酸钾效果最差, CODCr总去除率仅达到42%, 高锰酸钾氧化效果最好, CODCr总去除率为58%, 高铁酸钾和次氯酸钠虽去除CODCr效果较好, 但由于高铁酸钾价格昂贵, 次氯酸钠产生强烈刺激性气味, 故选择高锰酸钾作为最优预氧化剂。
2.3.2 p H对高锰酸钾氧化效果的影响
表4为在高锰酸钾投加量为250 mg/L的条件下, p H值对废水CODCr去除率的影响。
结果表明, 在p H<10时, CODCr的去除率随p H的升高而降低, 原因可能是高锰酸钾在酸性溶液中具有很强的氧化性;但高锰酸钾与水中有机物间的作用很复杂, 既有直接氧化作用, 也有二氧化锰对微量有机污染物的吸附与催化作用, 同时还有介稳状态的中间产物的氧化作用[8]。故高锰酸钾有可能在破乳絮凝出水p H 12.60的条件下, 对CODCr去除效果最好, 总去除率达到46%, 进而初步确定预氧化最优p H值为自然出水p H。
2.3.3 高锰酸钾投加量对氧化效果的影响
在p H值为自然出水p H条件下, 加入不同量的高锰酸钾, 考察高锰酸钾投加量对废水CODCr去除率的影响。
由图2可以看出, 随着高锰酸钾投加量的增加, CODCr去除率逐渐增大, 由投入量为250 mg/L时的46%增加到投入量为750 mg/L时的60%, 但是当投加量大于500 mg/L时, CODCr去除率成平缓趋势, 由此确定高锰酸钾最佳投加量为500 mg/L, 此时CODCr总去除率为58%。
2.4 Fenton深度氧化处理
Fenton试剂催化氧化反应的实质是二价铁离子和双氧水之间的链式反应, 催化生成的·OH自由基, ·OH自由基与有机物RH反应生成游离基·R, ·R进一步氧化生成CO2和H2O, 从而使废水的CODCr大大降低[9]。Fenton氧化法具有操作简单、反应快速等优点, 在处理难降解或一般化学氧化难以奏效的有机污染物中应用极为广泛。
表5为Fenton试剂比例对CODCr去除效果的影响数据, 结果表明, 在保持H2O2投加量不变的情况下, 随着m (Fe2+) 与V (30%H2O2) 比例的增加, CODCr去除率呈现出先升高后降低的趋势, 当二者比例为1∶6时, 对CODCr总去除率最高, 达78.94%。
Fe2+是催化产生自由基的催化剂, 当Fe2+的用量较低时, 随着Fe2+的浓度增加, 单位量H2O2产生的HO·增加, 所产生的HO·全部与有机物反应;当Fe2+的浓度过高时, 它还原H2O2且自身氧化为Fe3+, 这样既消耗H2O2又抑制HO·的产生, 所以在一定程度上增加了出水中的CODCr值。
综合上述实验结果, 确定该气田压裂返排液处理剂的配方及处理效果为:破胶絮凝剂氧化钙、硫酸铝和硫酸亚铁的加入量均为5 000 mg/L, CODCr去除率约为40%;预氧化剂高锰酸钾加入量500 mg/L, CODCr去除率为58%;深度氧化剂Fenton试剂加入量为H2O2 (30%) 6 m L/L, Fe SO4·7H2O 5 000mg/L, 此时CODCr总去除率达到79%, 出水CODCr为1 000 mg/L左右, 后续可进一步通过物理吸附或生物处理使出水达标。
3 结论
针对四川德阳某气田作业现场的压裂返排液的水质特征, 确定了“破胶絮凝-预氧化-深度氧化”处理工艺, 优化获得了最佳工艺条件:在氧化钙、硫酸铝和硫酸亚铁投加量均为5 000 mg/L、搅拌速度400 r/min条件下进行破胶絮凝15 min, 再在高锰酸钾投加量为500 mg/L、氧化处理15 min后进行Fenton深度氧化, 其投加量为H2O2 (30%) 6ml/L、及Fe SO4·7H2O 5 000 mg/L。在此最佳工艺条件下, 废水CODCr由6 667 mg/L降到了约1 000 mg/L, CODCr总去除率达到79%, 处理效果良好。
参考文献
[2] 董小丽, 秦芳玲, 马云, 等.油田压裂废水的Fenton氧化-絮凝-SBR联合处理方法研究.石油化工应用, 2013;32 (5) :95—99Dong X L, Qin F L, Ma Y, et al.Study on the fenton oxidation-flocculation-SBR process on treating oil fracturing wastewater.Petrochemical Industry Application, 2013;32 (5) :95—99
[3] 黄军强, 张绪平, 邱家友, 等.安塞油田压裂酸化措施废液危害及处理技术探讨.石油化工应用, 2012;31 (1) :98—100Huang J Q, Zhang X P, Qiu J Y, et al.Treating techniques and hazards of hydrofracturing and acidizing returns in ansai oilfield.Petrochemical Industry Application, 2012;31 (1) :98—100
[4] 黄强, 何焕杰, 张淑侠.油气田酸化和压裂废液处理技术研究新进展.河南化工, 2011;28 (11, 12) :3—6Huang Q, He H J, Zhang S X.New progress for the treatment technology of acidification and fracturing liquid on oil-gas field.Henan Chemical Industry, 2011;28 (11, 12) :3—6
[6] 马超, 徐良伟, 刘源, 等.破胶-絮凝-深度氧化法处理残余压裂液实验研究.工业水处理, 2012;32 (9) :69—71Ma C, Xu L W, Liu Y, et al.Experimental research on residual fracturing fluid of gel breaking-coagulation-advanced oxidation process.Industrial Water Treatment, 2012;32 (9) :69—71
[7] 宁方军.油田压裂返排液的深度处理技术研究.大庆:大庆石油学院, 2010Ning F J.Study on the deep disposal of discharged fracturing fluid in oilfield.Daqing:Daqing Petroleum Institute, 2010
[8] 刘斌, 陶莹, 周琦.高锰酸钾预氧化技术在水处理中的适用性.山西建筑, 2010;36 (1) :191—192Liu B, Tao Y, Zhou Q.The applicability of potassium permanganate preoxidation technology in water treatment.Shanxi Architecture, 2010;36 (1) :191—192
预压裂技术 篇3
关键词：页岩气,压裂液,压裂技术
1 引言
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中, 以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气, 成分以甲烷为主, 是一种清洁、高效的能源资源。近几年, 美国页岩气勘探开发技术突破, 产量快速增长, 2013年产量超过3000亿立方米, 成为世界最大的天然气生产国。对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响, 世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。
依据国家能源局数据, 我国页岩气储量约为25亿立方米, 页岩气资源丰富。2013年美国页岩气产量达3000多亿立方米, 约为同年我国常规天然气产量的2.5倍。目前我国页岩气开采处于试开采阶段。开发利用我国丰富的页岩气资源, 仍对缓解我国天然气供需矛盾, 调整能源结构, 促进节能减排, 国民经济和社会发展有重要的促进作用。
由于页岩气储层具有低孔、低渗的特点, 勘探开发难度大, 大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量[1]。目前, 国外主要利用滑溜水压裂液进行体积改造。滑溜水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种压裂液体系。主要由水、减阻剂、助排剂和杀菌剂 (视水质含菌情况添加) 组成, 造缝能力强、经济成本低;但也存在携砂能力差, 滤失大的缺点。本文深入调研美国、加拿大等国页岩气压裂过程中采用的新型压裂液和先进压裂技术;对其技术特点、施工工艺、存在的问题和应用效果进行了剖析, 针对中国具体情况进行了适应性分析, 以期把握国外技术新动向, 借鉴先进经验, 拓宽中国自主研发思路。
2 滑溜水压裂液发展历程
滑溜水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液, 又叫做减阻水压裂液。减阻水最早在1950年被引进用于油气藏压裂中, 但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间, 由于非常规油气藏的开采得到快速发展, 减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997年, Mitchell能源公司首次将减阻水应用在Barnett页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果[2], 此后, 减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用, 2004年数据显示, 减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上 (表1) [3]。早期的减阻水中不含支撑剂, 产生的裂缝导流能力较差, 后来的现场应用及实验表明, 添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果, 支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态[4,5]。
目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主, 总含量可达99%以上, 其他添加剂 (主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下[6], 尽管含量较低, 这些添加剂却发挥着重要作用 (表2) [7]。
3 新型页岩气压裂液及技术
分析美、欧各国页岩气压裂过程中出现的新技术, 着眼于解决实际问题、提升改造效果, 从研发背景、工艺原理、技术特点和应用效果等方面介绍以下5种新型压裂液, 以期把握技术要点、借鉴成功经验和促进自主研发方面起到积极的作用。
3.1 混合压裂液及技术
清水压裂液经济成本低, 造缝能力强, 但滤失大。而混合压裂液则是显著改善清水压裂液的滤失大、携砂能力差的缺点。该压裂液是通过下面的步骤实现的。首先是先泵入滑溜水, 充分利用清水的强造缝能力, 之后再泵入交联凝胶前置液, 利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进, 减缓支撑剂沉降, 使支撑剂分散均匀, 保证压裂效果[8]。
混合压裂液的技术特点:首先可以获得比清水压裂更长的有效裂缝, 同时具有更好的携砂能力和较低的滤失。其次在储层伤害方面, 该技术介于清水压裂和凝胶压裂之间, 伤害程度远小于交联凝胶压裂, 且可节约部分用水量。
混合压裂液技术在实际油田应用中, 取得较好的效果。例如:在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用, 单井产量可提高27.7%[9]。另外, 贝克休斯在Anadarko盆地进行清水压裂和混合压裂, 数据显示, 清水压裂成功率为39%;而混合压裂成功率高达86%。尽管混合压裂费用较清水压裂费用高, 但从长期生产效果来看, 混合压裂的经济效益更高。还有, 阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中, 采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示, 小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25m, 混合压裂的有效裂缝半长是其三倍。因此, 采用混合压裂可显著增长裂缝, 提高裂缝影响范围。
3.2 纤维压裂液及技术
纤维压裂液是一种新型压裂液, 通过在压裂液中加入纤维物质来改善石英砂等支撑剂的悬浮状态, 有利于形成有效的裂缝长度, 避免了增加稠化剂的粘度来改善支撑效果, 从而在提高导流能力时, 减少残余物对地层的伤害[10,11]。
其中, 海丁顿公司在纤维压裂液及技术方面做得比较好。2006年美国《哈特勘探与开发》杂志评选出“纤维压裂液流体技术”为石油工程技术创新特别贡献奖。
该技术在美国Barnett页岩气开发过程中, 表现出良好的工程应用优势。数据显示, 纤维压裂的有效裂缝较清水压裂长度更长, 体积更大。页岩气产能数据显示:纤维压裂后产能是清水压裂作业的2倍, 120d页岩气产量提高80×104m3。墨西哥国家石油公司也进行了相关的应用研究, 选用临近的2口井进行对比, 发现, 纤维压裂技术处理后的气井产量是清水压裂处理后产量的7倍多。
该压裂技术曾于2002~2004年在国内涩北气田[12]进行了12口井的防砂先导性试验, 压裂后不出砂, 产量平均增产1.7倍以上, 取得了很好的经济效益。截止2005~2010年, 涩北气田已将该项技术推广应用到47口井, 大多数防砂井日产气量有了明显提高, 单井日产气量平均增加40%以上。在扶余油田也进行了现场施工试验, 选择东+5-33、东43-20、松原采气厂老4-24三口井进行实验, 设计用液总液量68.3m3, 其中纤维压裂液基液为20m3, 采用单罐循环方式配液, 在加砂最后两段加入。优选纤维压裂液配方:0.3%瓜尔胶+0.2% T-3纤维+ 0.035% 过硫酸铵+ 其他添加剂+ 0.04%SD2-2有机硼交联剂, 调配pH值为9~10。试验效果参见表3[13]。
3.3 高速通道压裂液及技术
2010年, 斯伦贝谢公司推出通道压裂通道技术, 该技术通过在支撑裂缝内部创造开放性流动通道, 在整个支撑剂填充区形成高速通道网络, 将裂缝导流能力提高几个数量级。该技术的压裂液中, 除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料, 通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下, 泵送完成后支撑剂收缩成柱, 保持裂缝开启, 高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接[14]。
由于该压裂液及其技术的特点, 经过高速通道压裂作业后, 可得到更高的导流能力, 这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端, 从根本上改变裂缝的导流能力, 进而大幅度提高油气采收率。
高速通道压裂液技术具有广泛的适应性, 可用于砂岩、碳酸盐和页岩气藏。截止2012年6月数据统计, 高速通道压裂技术在非常规气藏的开发中进行了4000多次作业, 统计数据表明, 该技术与常规增产技术相比, 初期产量提高53%[15]。以美国Jonch气田为例, 共选择13口井进行作业试验, 其中5口井进行高速通道压裂[16,17]。具体设定值:高速通道压裂每层采用120°相位, 4~6簇射孔, 交联压裂液、20/40目石英砂, 最高支撑剂浓度720kg/m3, 平均单层注入支撑剂39.4t, 压裂液342m3;常规压裂平均单层注入支撑剂70.8t, 压裂液423m3。高速通道压裂返排率为62%, 常规压裂仅有42%, 压后初期产量较常规压裂总体提高23%, 两年累计产量提高17%以上。统计常规压裂施工净压力为5MPa, 高速通道压裂净压力为3.34MPa, 减小了34%, 使压裂砂堵的风险大大降低, 施工中高速通道压裂未出现砂堵, 而常规压裂则有3层砂堵。
3.4 二氧化碳压裂液及技术
二氧化碳压裂液是一种液包气乳状液, 是大量气体在少量液体中的均匀分散体。其组成一般包括:起泡剂、稳泡剂、粘度稳定剂、酸性交联剂、破胶剂、助排剂。泡沫体按气体含量的多少分为两种体系。泡沫质量fg tp<52% 的为增能体系, 一般用作常规压裂后的尾追液 (后置液) 帮助返排;52%< fg tp< 96% 的称为泡沫体系。通常施工所用的泡沫压裂液, 泡沫质量 (井底温度压力条件下) 多在65%~85%之间。二氧化碳压裂液已发展到了第四代, 更强调内相气泡的分布和体积的控制, 具有抗温耐剪切性更好、气泡寿命更长、粘度更大、携砂能力更强的特点, 携砂浓度可达1440kg/m3以上, 加砂规模可达150t以上, 可满足大型加砂压裂施工的需要[18,19]。
二氧化碳压裂液特别适合于低压、低渗透、致密、水敏性强等复杂油藏及污染严重、含水率较低、相对稠油的油气层, 新井和老井初压层效果更好。2000年美国压裂公司在Ohio页岩气开发过程中进行了试验和应用, 2002年伯灵顿公司在Lewis Shale进行页岩气藏二氧化碳泡沫压裂喜获成功并取得重大突破。中国二氧化碳压裂技术始于20世纪90年代, 分别在吉林、大庆、长庆、辽河、江苏等油田进行试验, 均取得了较好的效果。其压裂效果参见表4[20]。
3.5 液化石油气 (LPG) 压裂液及技术
液化石油气压裂液使用的是丙烷、丁烷或二者混合液, 即压裂介质为非清水基液。该压裂液体系在室温和中等压力 (1.4 MPa) 环境下呈液体状态。对于不同的储层温度, 选用不同的液化石油气配方。在储层温度≤96℃时可以选择100% 的HD-5丙烷作为压裂液, 而当温度>96℃时则需要加入一定比例的丁烷以保证施工过程中压裂液处于液体状态, 若选用100% 的丁烷作为压裂液则体系可以运用于150℃的高温储层。
2008年, 在加拿大McCully首次开展了100% LPG压裂施工的先导性实验[20], 压裂施工试验顺利, 压裂改造效果很好, 测试有效裂缝长度达到100m以上, 远高于常规水基压裂液获得的有效裂缝长度[21]。
目前, 掌握丙烷压裂技术的公司主要是加拿大Gasfrac Energy Services。该公司拥有10组作业队, 在加拿大Cardium、Mannville、Viking地层和美国Niobrara、Eagle Ford、Permian、Marcellus页岩地层中均取得了成功, 气井投产后经济效果显著。2012年GeoScout Industry Database公布了该公司液化石油气压裂与清水压裂效果的对比结果, 结果显示丙烷压裂初产量提高50%~80%, 累计产能提高103%以上。
总之, 页岩气压裂液及其技术的发展是逐渐革新的过程, 每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂液及其技术的优选是一个系统性工程, 不同的压裂技术适应性不同, 高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。
从目前的研究成果来看, 页岩地层和常规地层类似, 需要与储层相配伍的成本和效益兼顾的液体。目前页岩最常见的流体体系是中性低浓度线性凝胶减阻水。一般情况下, 压裂液要根据储层条件和性质来选择, 岩石从高渗塑性变化到低渗脆性时压裂液选择要发生变化 (图1) 。
4 结论和认识
(1) 页岩气井压裂一般具有大规模、大排量、大砂量和低砂比的特点。经过一二十年的发展, 减阻水压裂液在开采页岩气过程中具有一定的优势。
(2) 对于新型压裂液:混合压裂技术综合了清水压裂技术和凝胶压裂技术的优势, 使得具有强造缝和高携砂能力, 进而能产生高导流长裂缝;纤维压裂技术对厚度大, 闭合压力高, 出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;二氧化碳泡沫压裂和液化石油气压裂可直接减少清水用量, 对于我国西部缺水的页岩气藏具有较高的优势。
转向压裂配套关键技术研究 篇4
一、裂缝转向机理分析
根据岩石力学、水力压裂力学理论, 裂缝的启裂和延伸与地应力密切相关, 无论裂缝在何处启裂, 它总是沿着最大主应力方向延伸, 是由储层压力、构造压力变化等多种因素综合引起的地应力场变化的结果。
初次压裂和压裂后生产将导致由井筒和压裂裂缝组成的一个椭圆形区域内孔隙压力的重新分布, 产生诱导应力区。一般情况下, 最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力, 它垂直于裂缝, 最小诱导应力平行于裂缝。也就是说, 由于裂缝附近的诱导应力区形状被拉伸, 最大和最小水平主应力有时就发生反转, 即最大变为最小, 最小变为最大。受这种诱导应力的影响和控制, 重复压裂时裂缝启裂的方向就会垂直于初次压裂裂缝的方向延伸, 一直到达椭圆形应力反转区的边界。在椭圆形边界上, 两个水平应力相等。在应力反转椭圆区之外, 重复压裂裂缝方向将发生转向, 最后平行于初次压裂裂缝方向延伸 (图1) 。
二、转向剂性能及优选
在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型转向剂, 是化学反应与物理势能相互催化的复合体。在应用时, 颗粒随液体进入裂缝后, 在压力差下获得势能后继续反应交联, 形成高强度的滤饼, 从而既具备颗粒性的高强度, 又具备了交联型堵剂良好的封堵率。因此转向剂应具备强度高、水溶性好、适合目前的设备条件、满足投球器一次投15kg要求、用量少和费用低等特点。
三、配套压裂液
压裂液在水力压裂过程中起着传递压力、形成和延伸裂缝、携带支撑剂的作用。进行转向重复压裂的井, 由于地层能量及油气饱和度的降低, 因此对转向压裂的工艺要求更高。压裂液不仅要满足高砂比工艺条件, 还要尽可能地降低对地层的伤害及降低压裂液的摩阻。因此, 压裂液应具有以下特性。
1. 与地层岩石和地下流体具有良好的配伍性。
2. 良好的热稳定性和抗剪切稳定性。
3. 具有较好携砂性, 同时具有低滤失、快速破胶、低残渣、易返排等特点, 可以保证转向压裂工艺的成功实施。
四、转向压裂井层优选
结合国内外的理论研究与实践, 为了获得好的转向压裂效果, 应考虑下述原则。
1. 油井必须具有足够的剩余储量和地层能量, 这是取得转向压裂效果的基本条件。
2. 需压裂改造储层受注水控制, 需压裂引效, 但老裂缝方位与注采连通方向交角比较小, 常规重复压裂可能造成水窜, 需要改变人工裂缝方位的井层。
3. 优先选择前次压裂由于施工原因造成施工失败 (如早期脱砂) 井, 前次改造规模不够、对裂缝支撑不够及改造后支撑剂破碎的井。
4. 选井要注意井况, 应选择套管状况及强度具备条件, 最好距边底水、气顶有一定距离, 有较好遮挡层的井层。
五、转向压裂工艺设计
裂缝扩展延伸规律受地应力大小和分布、岩石力学性质、地层流体特性等各种因素的综合影响, 其中施工压力、排量、规模、携带液流变性等可控制因素是控制裂缝高度压裂数值模拟和压裂设计的重点。转向剂的泵入时间、合理用量及其形成的应力差是控制裂缝高度和压裂设计的核心。因此, 控制裂缝高度压裂工艺设计应遵循如下的方法和步骤。
1. 根据垂向应力剖面的分布大小, 利用全三维软件进行压裂动态模拟, 确定裂缝缝高的延伸情况, 并模拟不同应力差时裂缝缝高扩展情况, 确定最佳的应力差。
2. 根据压裂模拟及射孔方案, 确定采用转向剂的类型和最佳用量。
3. 确定加入转向剂最佳排量, 优化泵注参数, 从而确定最佳施工方案。
压裂裂缝探测技术的应用 篇5
压裂施工中, 所用的压裂液相对于地层为良导体。由于压裂液的压入, 目标层的压力场、内部介质、喉道等都将发生改变, 目标射孔层内的电阻率将降低。通过被测井套管和远供电电极向地层供以稳定的强电流, 这部分压裂液在地层中即可看成一个场源, 由于它的存在, 将使原电场 (注压裂液前的地面电场) 的分布形态发生变化, 即大部分电流集中到低阻体带, 使地层表面的电流密度减小, 造成地面的电位发生变化。
鉴于此, 若在被测井周围环形布置多组测点, 采用高精度的电位法压裂裂缝方位测试系统, 测量在注入压裂液前后的地面电位变化。实际上, 根据测量得到的电位差不能直接判断裂缝方位。
原因包括:
1. 裂缝深度较大, 供电功率有限, 由压裂液引起的外电场变化很小。
2. 地层中介质的不均匀性, 引起地面本身的电位分布不均匀。
3. 测量电极的接地条件不同, 导致不同测点间的电位差存在较大差异。
4. 供电电流的影响。经验表明:长时间供电, 供电电极表面发生氧化, 供电电流减小。
二、数据采集
1. 为保证测试数据的准确性和有效性, 现场测试要求:
(1) 测量线和供电线的接地电阻接近0Ω。
(2) 对地绝缘电阻大于30MΩ。
(3) 复查测点的重复测量相对误差在±0.5%以内。
2. 野外施工工作步骤:
(1) 井位现场踏勘。包括确定电法仪器放置位置、采集井口准确坐标、设计施工方案等。根据压裂时间安排, 制定好工作计划。
(2) 布设测点。采用导航仪和测绳, 准确定位各测点, 每个测点打入1根铜电极, 确保所有电极都打入实土中。供电电极一端固定在井口金属架上 (A极) , 一端距离井口1200m, 压裂目的层深度为1000m, 设计的远电极极距大于目的层深度。远电极共2根, 呈“一”字形排开, 各电极通过导线连接。
(3) 将所用测点通过导线与设备连接好, 确保导线完好。
(4) 设备优化。启动设备开始测试, 保证供电电流达到6A且稳定, 观测OM、ON间电位差, 对不能满足设计要求的测点进行整改。整改的测点包括:电位差不稳定, 或者与其它两点间的电位差差异大。整改途径:换一根导线、增加电极、将电极深埋等。确保所有测点工作正常, 测得稳定的数据。
(5) 背景电场测量。压裂前, 进行设备的连接调试, 设置测试参数。在保证仪器工作稳定条件下, 采集数据时间为1.5h, 在压裂施工前对被测井地面人工电场进行正常场测试, 测量内、中、外测点间的电位差。测量正常场阶段, 现场分析测量数据, 绘制时间-电位差曲线, 若电位差的变化率小于3%, 视为正常。
(6) 压裂施工过程中, 不间断测量异常场, 与压裂前基准电位场测试装置一致, 测试压裂过程中, 测量内、中、外测点间的电位差, 取得与压裂前对应相对应的电位差数据。整个测量期间, 电流出现下降趋势, 采用增大供电电压或者增加供电电极方法, 确保供电电流稳定。压裂过程持续2h, 现场时刻观察电位差的变化率, 分析引起电位差变化的原因。测量期间出现导线被压裂车辆弄断现象, 一旦发现故障, 立即采取处理措施, 将导线接好, 确保所有测点工作正常。
(7) 压裂完成后, 再测量3h, 继续记录电位场的变化。在压裂裂缝方位, 压裂液回流, 本方位测点间的电位差的变化率逐渐减小, 最终在零值附近小范围波动。
(8) 最后将所有设备整理好, 完井。
三、资料处理与解释
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝资料解释依据是, 根据电位法理论以及正演模拟可得出:改变压裂层段电阻率值后, 裂缝方向 (或高渗透方向) 的测点测得的电位视纯异常值发生明显变化, 我们知道, 当高矿化度液体进入人工压裂后的地层段, 由于电流分配系数在沿着高矿化度液体扩散方向上急剧增大, 导致地面电流密度减小, 这样, 地面电位视纯异常曲线出现负异常变化;反之, 当低矿化度液体进入压裂层段后, 电流分配系数沿低矿化度液体的扩散方向明显减小, 地面电流密度增加, 地面电位视纯异常曲线出现正异常变化。
结论及建议
压裂裂缝探测技术选用的电位法测试压裂裂缝技术是一种地球物理探测技术, 采用高信噪比电法系统, 对地下进行电场透视, 利用地下电位差异进行成像, 直接探测压裂裂缝的几何参数。
现场生产及资料解释表明:电位法测试压裂裂缝技术可以快速、准确的得到压裂液推进方向和距离;本方法效率高且易于解释, 有利于及时指导开发方案的调整;测试工作全部在地面进行, 操作简便, 不影响生产。
然而, 目前本方法只求出视纯异常变化率, 仅能对压裂裂缝方位给出较好的解释, 对裂缝的长度及高度, 即压裂裂缝三维分布信息还不能给出好的解释, 数据处理工作有待于进一步研究。
摘要：针对低渗透油藏, 压裂是稳产的重要手段之一。监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向对今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的直接测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段。而监测压裂裂缝的走向、长度对于验证压裂效果、了解裂缝形态、分析裂缝泻油状况、分析地层主应力分布方向、为今后勘探等都将提供重要科学依据。压裂裂缝探测技术是一种有效的测试压裂裂缝走向及长度的成熟测试手段, 曾多次在我国油田各种类型的油藏上进行了现场应用, 取得了较好的应用效果。我们现在使用的压裂裂缝探测技术叫电位法测试, 以电性差异为基础, 人工建立地下稳定直流电场。压裂施工中, 由于压裂液的压入, 导致目标射孔层内的电阻率发生改变, 采用高信噪比电法仪测量这种差异, 达到解释压裂裂缝方位和评价裂缝形态的目的。
关键词：压裂裂缝探测,电位法
参考文献
[1]何芳.井间电位测试技术在大庆油田的应用.石油仪器[J].2009, 23 (3) :38-64.
[2]郭建春, 李永明等.电位法裂缝测试技术研究与应用.石油地质与工程[J].2009, 5 (6) :88-94.
水力压裂技术标准浅析 篇6
水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要储层改造措施。尤其是20世纪80年代末以来, 水力压裂技术在工艺设计、压裂液、添加剂、支撑剂、压裂设备和监测仪器以及裂缝检测等方面取得重大进步, 使得水力压裂技术不仅广泛应用于低渗透油气藏, 而且在中、高渗油气藏的增产改造中也取得了很好的效果。近几年国内低渗致密油田和页岩气的开发有赖于水力压裂技术的进步与发展, 而水力压裂关键性技术的突破, 也必将给整个石油工业的发展带来深刻的影响。
1 水力压裂技术发展现状
水力压裂技术自1949年在美国俄克拉荷马州第一次商业作业以来, 经过半个多世纪的发展, 已经由最初简单的低排量压裂发展成一种广泛适应于各种复杂地质条件的开采工艺技术。我国从50年代起开始研究水力压裂增产技术, 到90年代以后, 逐渐形成了开发压裂、重复压裂、端部脱砂压裂、水平井压裂等适用于不同油藏的压裂增产技术, 在复杂油气藏的增产改造过程中发挥着越来越重要的作用。
2 常见的水力压裂工艺
(1) 重复压裂。经过水力压裂过后的油气井, 在生产过程中由于种种原因可能导致水力裂缝失效。这时把对同井同层进行第二次或更多次的压裂, 以提高油气井产量的作业过程称为重复压裂。之所以需要重复压裂作业, 是因为水力裂缝失效。而失效原因一般包括: (1) 裂缝太短, 对产层穿透率低; (2) 支撑剂被压碎; (3) 支撑剂浓度低, 铺砂不合理; (4) 压裂液对储层造成伤害; (5) 压裂液的大量滤失造成早期脱砂; (6) 套管损伤, 固井质量差或射孔孔眼堵塞。这些原因都会影响水力裂缝导流能力, 从而降低油井的产量。重复压裂工艺有三种压裂方式:在层内压出新裂缝, 继续延伸原有裂缝和改向重复压裂。其中层内压出新裂缝属于分层压裂。继续延伸原有裂缝主要是通过增大砂比、加大压裂规模实现, 以增加裂缝导流能力, 提高油气井产量。改向重复压裂则是通过改变储层的地应力状况, 使重复压裂裂缝重新定向。
(2) 端部脱砂压裂。当压裂中、高渗透性储层时, 需用到端部脱砂压裂技术以形成短而宽、高导流能力的裂缝, 并尽可能控制缝高在储层内。所谓端部脱砂压裂, 是指在水力压裂过程中有控制地使支撑剂由裂缝端部脱出, 形成端部支撑剂桥堵而阻止裂缝向外延伸。随后继续泵入高砂比携砂液, 使裂缝中的储液增加而提高泵压, 增大缝宽, 从而形成导流能力很高的裂缝。端部脱砂压裂一般适用于浅层、中深层的高渗透地层, 或者是需要严格限制缝高的储层。一般有以下几个特点: (1) 压裂液粘度低于常规压裂液粘度; (2) 泵注排量一般低于常规压裂; (3) 前置液用量比常规压裂少, 使砂浆前缘能在停泵前到达裂缝端部; (4) 加砂比高于常规压裂。端部脱砂压裂作为一种特殊的水力压裂工艺, 在中高渗储层的增产改造过程中应用广泛, 并取得了较好的压裂开发效果。
(3) 水平井压裂技术。水平井通过增大油藏的泄油面积, 改变流体的渗流方式, 提高了单井产量, 适用于薄储层、低渗透、稠油、小储量等油气藏的开发。但由于低渗致密油气藏渗透率低、连通性差, 单井产量往往仍不能满足经济开采的要求。因此, 为了提高最终采收率和经济效益, 还需对水平井进行压裂增产改造。目前水平井压裂技术主要有两种:限流法压裂和分段压裂。限流法压裂与直井限流法压裂原理相同。即在低密度布孔的前提下, 利用吸液炮眼产生的摩阻, 大幅度提高井底压力, 迫使压裂液分流, 达到一次施工同时压开多个层段的目的, 多用于水平段较短的水平井。
(4) 定向井压裂技术。与直井相比, 定向井在压裂改造过程中, 定向井在不利方位下, 易产生多裂缝。受多裂缝的影响, 裂缝宽度降低, 致使支撑剂过早地发生桥塞, 产生砂堵, 降低压裂增产效果。
3 页岩气水力压裂技术
中国拥有世界上最多的页岩气资源, 2014年可采储量大36.1万亿立方米, 日产量却仅有2.5亿立方英尺/日, 产量不足美国的1%。页岩气大规模开发的关键在于储层的增产改造。目前常用的岩气井水力压裂工艺技术主要有多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、同步压裂等。多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术。主要特点是多段压裂和分段压裂。多级压裂增产效率高, 技术成熟, 适用的产层较多, 水平井段较长的井。清水压裂是将清水注入储层诱导产生具有一定导流能力的裂缝, 以实现工业产量的压裂措施。清水压裂利用储层的天然裂缝注入压裂液, 使地层产生诱导裂缝, 在压裂过程中, 岩石碎屑脱落并沉降在裂缝中, 起到支撑作用, 使裂缝在压裂液退去之后仍保持张开。同步压裂指对两口或两口以上的配对井进行同时压裂。同步压裂过程中, 通过使压裂液和支撑剂从一口井到另一口井运移距离最短, 来增加裂缝网络的密度和表面积, 最大限度地连通天然裂缝。
4 结论与建议
(1) 水力压裂是开发低渗透油气藏的主要增产措施。其中, 重复压裂和复杂井压裂技术的运用越来越广泛, 应加大相关方面的科研和投资, 增强压裂增产效果。
(2) 对于中高渗油气藏的增产改造, 应继续优化端部脱砂压裂工艺, 增强适用性。
(3) 对于页岩气的开发, 目前常用的水力压裂技术有多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂。应加大页岩气井水力压裂技术研究, 为我国页岩气革命奠定技术基础。
参考文献
[1]王凤江, 丁云宏.低渗透油田重复压裂技术研究厂[J].石油勘探与开发, 1999.
[2]李阳, 姚飞, 翁定为.重复压裂技术的发展及展望[J].钻采工艺, 1997.
[3]敖西川, 郭建春, 侯文波.高渗透油层端部脱砂压裂技术研究[J].钻采工艺, 2003.
[4]贾长贵.定向井压裂技术现状分析[J].内蒙古石油化工, 2010.
[5]李宗田.水平井压裂工艺技术现状及展望[J].石油钻采工艺, 2009.
深层气井试油压裂技术的研究 篇7
1. 射孔技术
深层气井中应用的射孔方式是电缆射孔及油管传输负压射孔, 本射孔方式安全可靠, 施工成功率高。油管传输时, 井筒套管的抗外挤能力和地层本身因素的影响, 如负压射孔负压值过大, 引起地层出砂, 堵塞井下工具;负压差值过低, 孔眼太脏, 影响油气的流动效率。确定合理的负压值, 对深层气井试油具有重要作用。为了防止采油出砂, 负压值要确定在15MPa左右。深层气井在射孔时, 为了能够穿透钻井污染带, 减少压裂在孔眼附近的摩租, 降低破裂压力;在布孔时, 储层相变快, 非均质强, 采用90度相位螺旋布孔。
深层气井试油时, 为了获得较高的产能, 根据井的构造位置, 井的断层、边界、含水情况、厚度等因素的影响, 应选择规模大的压裂施工作业, 才能压出高导流长缝。只有在储层内压出深穿透、高导流的长缝才能够彻底改造储气层。但是压出高导流的长缝受诸多地质条件的制约, 下面具体说明。 (1) 地层高压导致了施工的高泵压, 需配置更高的压裂设备、井口装置, 还要提高井下管柱的承受能力。 (2) 地层具有高温, 泵注时间长, 储层低渗, 要求压裂液具有耐高温、耐剪切性、粘稳、粘时性等强的特点。 (3) 储层的闭合压力, 需要承压能力强的支撑剂。 (4) 残液返排难度大, 根据储层情况优化设计压裂技术。
(1) 选择合适的压裂方式
深气层压裂方式有四种, 分别为油套合压、卡封压裂、投球压裂和限流压裂。根据气藏的特征选择不同的压裂方式, 油套合压用于施工压力较高、井筒状况好的井。套管压裂用于施工压力非常高, 井筒状况好的井, 但该压裂方式液体返排困难。卡封压裂用于井筒状况不好的井。
(2) 管串设计
根据井的深度选择合适的油套合压井, 以深度4000米的井作为界限, 大于或小于此界限时, 选择不同的油管组合管柱。
(3) 压裂液的选择
选择压裂液的基本原则:要与油气藏相适应, 减少对储层的损害;同时要具备较高的支撑裂缝导流能力, 耐高温、低摩阻、低伤害、好的流动性、粘温粘时性。结合实践, 一般选用东营油田化学联营公司生产的压裂液稠化剂, 它含残渣低、增稠能力强、粘度高等特点。结合深井的地层条件, 在压裂液中加入有机硼胶联剂, 粘土稳定剂。为了防止破胶后排液, 在压裂液中加入添加剂, 如破乳剂、助排剂、杀菌剂、高温稳定剂等。从而研制出耐高温、延迟胶联的深层气井压裂液。从而满足储层高温、压裂施工液体携砂高比的要求。
(4) 支撑剂的选择
深层气井所需支撑剂应具备的条件:选择具有足够强度的支撑剂, 防止在高闭合压力下保证裂缝的导流能力。保证低的破碎率, 不能影响裂缝的渗流能力, 保证压裂后维持时间长。由于是深井作业, 施工时泵压高, 为了方便液体携砂, 满足高砂比的施工要求, 选用低密度、高强度的支撑剂。
(5) 优化设计技术
根据深层井油气藏地质的特点, 分析研究水力压裂的基础参数, 优化设计方案, 研制出三维压裂模拟技术, 施工效果可佳。
(6) 小型测试压裂技术
小型测试压裂技术在压裂前能够搞清楚地层岩石的破裂性质, 压裂液的性质, 适用于高泵压以及长时间的压裂施工, 保证加砂压裂的施工。
(7) 压裂监测技术
根据压裂后井的温度, 裂缝的方位, 施工的动态, 以及施工结束后压力变化曲线, 进行压裂监测, 对压裂情况作出正确的评价。
2. 排液求产技术
适用于深层井的排液技术有很多种, 但目前最好的排液方式是液氮气举排液, 本排液方式效率最高, 安全性能最好, 速度快, 对地层的回压低, 污染小。
3. 储层保护技术
深层气井采用负压射孔技术, 压井液选用压裂预前置液, 这种压裂液能够减少对储层的污染。本压裂液由表面活性剂、助排剂、复合粘土稳定剂组成, 它能够疏通地层孔隙吼道的作用, 不损坏地层流体。压裂作业时, 在压裂液中加入破乳剂、助排剂, 在压裂过程中使用微胶囊破胶剂技术, 将压入地层中的压裂液快速的返排出来。减少压裂液在地层中的停留时间, 防止对地层造成伤害。
对压裂液进行过滤, 将粒径过大的杂质滤去, 防止对孔喉造成堵塞。压裂结束后要采用强制闭合技术, 减少压裂液对地层的作用时间, 采用液氮排液, 防止压裂液对地层过大的污染。
二、现场施工情况分析
1. 射孔情况
东濮深15号井, 该井有两层试油层, 采用102枪和102弹油管进行传输射孔, 负压差值为1648m和1600m的水柱, 井的射孔相位角为90度, 经过反复射孔后, 相位角小于90度, 减小了压裂时在近井筒处的摩阻, 利于压裂液向最大主应力方向的延伸, 降低破裂压力。
2. 储层改造施工效果评价
(1) 小型测试井压裂应用效果分析
对15号井进行小型测试压裂后, 将压裂方式改为空井筒套管注入方式, 对压裂液进行调整, 降低了压裂液的稠化剂浓度和交联比, 提高了PH值, 延长了交联的时间。调整后的基液粘度明显下降, 进而降低了施工的泵压, 提高了加砂压裂时的排量, 保证了施工。
(2) 压裂施工效果评价
对15号井进行压裂过程中, 采用的技术有直接放喷排液、连续油管液氮排液和液氮泵车气举排液。两层试油层均采用连续油管车、液氮泵车排出液体, 效果较好。有效的减小了施工泵压, 压裂后使液体快速排出。压裂前后效果明显, 压裂工艺成功。
三、结束语