端部脱砂压裂研究pdf

前言端部脱砂压裂（TSO）又称高砂比压裂、短宽缝压裂，是上个世纪80年代中期发展起来的水力压裂新技术。石油领域一直面临着在不稳定软地层中打井、完井和进行生产的问题。由于这类地层岩石性质特殊，一些常规的完井和生产方式不能达到很好的效果；有的地层甚至可能因为严重的出砂和井壁坍塌现象而不能正常射开产层。端部脱砂压裂技术就是在这种情况下发展起来的。后来，端部脱砂技术的应用就不仅仅限于不稳定地层的完井了，而是逐步作为并且主要作为一项中、高渗透储层增产改造的措施。在致密储层中,建立长的高导流裂缝能够极大地提高产量,但是,当地层渗透率达到一定程度后,缝长的增加,对产量的影响不明显,相反,建立短而宽的高导流裂缝才可能解除损害、防止近井地带坍塌和实现产量的大幅度提高。端部脱砂压裂实际上就是在水力压裂过程中有控制的使支撑剂在裂缝的端部脱出、架桥，形成端部砂堵，从而阻止裂缝进一步在缝长方向延伸；继续注入高砂比混砂液，将沿缝壁形成全面砂堵，缝中储液量增加，泵压增大，促使裂缝膨胀变宽，缝内填砂增大，从而造出一条具有高导流能力的裂缝。压裂设计的过程就是计算脱砂发生的时间和施工持续的总时间，然后根据施工时间设计加砂方案。选用不同的裂缝参数和施工参数，可以对设计进行优化，以达到昀好的效果。针对中原油田气藏的特征，结合国内外端部脱砂的昀新理论和研究成果，研究了端部脱砂压裂机理及计算方法，在此基础上，用VB6.0编制了端部脱砂压裂设计计算软件，对压裂方案进行了优化设计。1第1章文献综述及理论调研在参阅了国内外一些关于端部脱砂压裂技术的文献，了解端部脱砂压裂技术的基础上，本章主要介绍了端部脱砂压裂技术发展的背景与应用、端部脱砂压裂的基本概念及其适用条件等。1.1端部脱砂压裂技术发展的背景及应用水力压裂是人为地在地层中压开一条高导流能力的裂缝，降低井底附近的渗流阻力和改善流体流动形态，以实现油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施。常规水力压裂是从20世纪40年代后期（1947～1949）建立并发展起来的。它在低渗透油气藏的增产改造中，获得了广泛应用和显著成效。在致密储层中,建立长的高导流裂缝能够极大地提高产量,这是传统的水力压裂的主要优势。但是,当地层渗透率达到一定程度后,缝长的增加对产量的影响不明显；相反,建立短而宽的高导流裂缝才可能解除损害、防止近井地带坍塌和实现产量的大幅度提高。基于这种形式，国外于80年代中期研究开发了端部脱砂压裂技术。端部脱砂压裂，又称为高砂比压裂、短宽缝压裂，该方法是当缝长达到一定值后，有意在裂缝的端部（周边）形成砂堵，阻止裂缝向前（沿缝长方向）延伸，同时以一定的排量继续泵入不同支撑剂浓度的压裂液，迫使裂缝“膨胀”，获得较宽的裂缝和较高的砂浓度(一般支撑剂在裂缝中的铺置浓度可达40kg/m2)，达到提高导流能力的目的。第一例端部脱砂压裂是对一非常软的白垩地层实施的，该地层严重的出砂现象使得不得不造出异常宽的裂缝。后来有意识地使用端部脱砂压裂技术处理高渗透油气藏，却是为了获得昀大的裂缝导流能力，而不仅仅是为了减小支撑剂嵌入的影响。进入九十年代,美国和英国在墨西哥湾、北阿拉斯加和北海等油田,以及其它一些国家在不同油气田对高渗透层进行端部脱砂压裂,都取得了使油气井长期增产的良好效果。从那时起，端部脱砂压裂技术就越来越多地被应用于中高渗透地层的生产改造中。1.2端部脱砂压裂的基本概念及使用条件[1]在高渗层中进行压裂的原则是缝可以相对较短而导流能力要求很高。裂缝导流能力是缝宽与裂缝渗透率二者的乘积。在一定闭合压力下，选择适当的支撑剂类型、粒径，并选用闭合后对填砂裂缝伤害昀小的压裂液体系，有可能得到需要的填砂渗透率。如果考虑到支撑剂的嵌入、破碎及微粒迁移等各种因素增加支撑剂的层数，亦即增加缝内支撑剂的浓度(kg/m)，这将是保证高渗透率的有效措施，但此时必然会导致加大缝宽。因此提高填砂裂缝导流能力必然是缝宽与填砂裂缝渗透率同时22提高的结果。1.研究常规压裂发现造缝宽度（动宽度）的有利应用程度并不是很高。有人做了一些计算，地面砂比为90%时，支撑宽度为动宽度的47%，即使提高到126%，也仅有58%。从这个角度看，首先应找出常规“饱填砂”的途径，以昀大限度的利用动缝宽的好处。2.TSO是“超缝宽”的压裂技术。当缝长延伸到所规定的长度时，也正是前置液完全滤失于地层的时刻。后到的携砂液到达此地后，由于液体的迅速滤失，形成难以流动的砂堆，随即发生砂堵。继续泵入携砂液，由于缝端被堵没有出路，致使裂缝加宽、膨胀，并在缝中填满了支撑剂。在此过程中泵压急剧升高。图1-1是比较典型的TSO压裂过程中压力的变化。随着地层破裂，裂缝延伸，压力不断升高之后，接着是压力下降，这是由于随着长度的增加，造成过多的滤失所致。前置液完全滤失后在端部形成砂堵。图上出现在施工后期压力迅速上升即描述此过程。有报道说此时形成的动缝宽可能有常规压裂的两倍。如果“饱填砂”理解为在整个缝中形成砂堵，那么TSO技术正做到了这种要求。图1-1TSO压裂井底压力随时间的变化3.TSO技术也可用于疏松胶结有出砂倾向的井中。常规开采的出砂井，由于井底附近径向流所引起的巨大压降，使液流作用在砂粒上的拖曳力超过砂子之间的粘着力而进入井中，砂层被破坏。这种不稳定性会导致一系列的问题：井底附近渗透率变差、产量减少、作业工作量加大。TSO技术能降低井底附近的压降梯度，也能起到砾石充填支撑砂层的作用。4.TSO技术的使用条件(1)被深度污染伤害了的中高渗地层，在这种情况下酸化不可能有效的解除。(2)有些地层不适于采用酸化处理。(3)存在有底水、气顶或靠近注水井的地层或油气井在这种情况下，由于缝高及缝长的限制，不可能进行大规模压裂。(4)胶结疏松的易出砂地层，实施TSO的压裂充填后，砂层得以支撑。(5)有条件的应用于重复压裂的井层。3第2章端部脱砂压裂机理在致密储层中,建立长的高导流裂缝能够极大地提高产量,这是传统的水力压裂的主要优势。但是,当地层渗透率达到一定程度后,缝长的增加,对产量的影响不明显,相反,建立短而宽的高导流裂缝才可能解除损害、防止近井地带坍塌和实现产量的大幅度提高。原因是油气井压裂后，流体沿着具有高导流能力的裂缝进行流动时，流动阻力非常小，因此地层流体流入井底不再遵循径向流动模式，而是形成双线性流动模式。图2－1是压裂前后井筒附近流体流动方式示意图。（a）油井附近的水平径向流（b）压裂后油井附近的双线性流图2－1压裂前后井筒附近流体流动方式示意图。根据物理实验和数值模拟可以发现，代表裂缝实际导流能力和地层自然渗透能力差异的物理量“无因次导流能力”CfD的大小决定了压后地层中流体的流动模式。要发挥裂缝的作用，就要使CfD达到较大的值以产生明显的双线性流动形式。无因次导流能力的表达式为：ffffdkLWkC/=式中：kf－裂缝渗透率，；2mµk－地层有效渗透率，；2mµWf－裂缝宽度，m；Lf－充填裂缝的半长，m。由上式可知：当地层有效渗透率k较大时，限制裂缝半长Lf并尽可能产生较高的导流能力，kf‚Wf，才能获得较高的CfD值。与低渗透层压裂相比,高渗透层压裂要求产生的裂缝较短,但裂缝较宽,特别是应当具有更高的裂缝导流能力。因为：①高渗透层本身具有很高的导流能力,储层流体较易于流向裂缝。因此,加大裂缝长度,不是提高高渗透层产量的关键因素。②泵送的压力更多地用于扩大裂缝宽度,它有利于疏通地层污染带,减小表皮因4子，提高产量。③建立短而宽的高导流裂缝,有效地增大了井筒泄油半径。因此,降低近井地带的生产压差和径向流动速度,可防止或减少地层出砂和井壁坍塌,实现在较低的生产压差下获得较高的产量,还可提高了储层能量利用率。④对于层状油藏,控制恰当的裂缝高度,还可使层间互相连通,扩大增产效果。2.1端部脱砂压裂机理[6]脱砂机理：当压裂液靠近裂缝端部时，有两个原因会使砂堵发生。其一是裂缝端部比较狭窄，以至于支撑剂颗粒难以通过；其二是压裂液在缝端滤失性极高，使得携砂液严重脱水，而形成一段高粘段塞。不论哪种情况发生，继续注入的支撑剂将形成砂堵，从而终止了裂缝的进一步延伸。实际上,只有当裂缝在纵向上同时也形成砂堵时才能使裂缝膨胀变宽.若想发生完全的脱砂，必须使裂缝的所有周边处都形成砂堵。可以证明，对于存在中等或较好的控制层的地层，如果控制层的渗透率大于几个毫达西，那么可能在支撑剂前缘到达裂缝端部之前，就会因为很大的局部液体滤失而发生砂堵；所有的支撑剂沉降都将促使下部形成砂堵，而延迟上部形成砂堵。即便在没有隔层的情况下，一旦横向延伸由于脱砂而停止，液体的滤失将会下降，存液量将会上升，导致超压的增加。如果这时候还没形成垂向砂堵的话，那么超压的上升将使得缝高进一步增大，这将使垂向砂堵很快形成，从而使得在整个裂缝周边发生脱砂。这一点可由一个全三维模拟结合二维支撑剂运移模型来证明。继续注入携砂液将使得支撑剂在裂缝周边形成支撑剂填充区。如果不控制这一区域的增长，可能会使裂缝的刚度增加和减小裂缝内的滤失面积；这将导致泵压迅速升高，可裂缝却没有相应的变宽，而不能得到昀优的缝宽。对这一区域形成的控制，可以通过控制加砂程序来实现，如开始时采用低砂比混砂液，尽量减少到达裂缝端部的支撑剂量，以合理的压裂设计使支撑剂按要求有控制的进行分布。端部脱沙压裂有两个明显不同的阶段;①造缝至端部脱砂阶段（与常规压裂相同）;②裂缝膨胀变宽和支撑剂充填阶段（裂缝膨胀，压力上升）。由于缝端脱砂压裂强调裂缝导流能力的作用,故主要用于中高渗地层或胶结不好的疏松地层。当采用常规增产措施无效或不理想时用端部脱沙压裂可获得很好的效果。2.2缝端脱砂压裂的应用[4]2.2.1解堵如PrudhoeBay油田的第4产油层的渗透率已由原来的高达0.1µm2降至0.005µm2,试井分析表明,地层受到伤害。实施端部脱砂压裂后,伤害严重的井,其增产比可达6～7。2.2.2增产5RavenspurnSouth砂岩气田位于北海南部,气藏深度3048m,厚度67～91m,渗透率(1～2)×10－3µm2,温度99℃,为使总井数昀少,已把水力压裂作为油田开发的重要组成部分,而规水力压裂又达不到足够的裂缝导流能力,因此采用了端部脱砂压裂技术。从6口开发井的应用效看,端部脱砂压裂产生的裂缝导流能力在0.3～3.0µm2•m，而常规压裂产生的裂缝导流能力低至0.08µm2•m。试井分析表明端部脱砂压裂实际产生的缝长和设计缝长吻合较好,而常规水力压裂后的缝长远小于设计缝长,可能是由于加入的支撑剂量不够所致。端部脱砂压裂的平均增产比为7倍,而常规水力压裂的只有3倍。2.2.3油藏管理Etive和Rannoch是北海Gullfaks油田Brent砂岩组上下相连的两个油层,其厚度分别为15～16m和46～95m。Rannoch地层砂自下而上总体上由细变粗,Etive由细变粗。Rannoch地层上部的孔隙度为34%～37%,而渗透率为1～2µm2,Etive地层下部的孔隙度与前者相当,甚至更低些,但渗透率却高达10µm2,因此油藏纵向上表现为渗透率和孔隙度变化的不一致。此外,油井出砂和Etive地层的严重水窜给油藏管理带来困难。实际生产中,Rannoch地层自下而上又分为R-1、R-2和R-3三个小层,对应的渗透率由低而高。R-1小层全部射开,其余两小层为部分射开。从产出剖面看,水窜后R-1小层几乎不出油,R-2小层的产油量亦很低,整个油藏纵向上驱替效率很低。为此Statoil公司决定采用端部脱砂压裂进行防砂并改善油藏管理。图2－2表示端部脱砂压裂改善油藏管理的原理示意图。根据地层系数kh,主力油层不射孔,其余层段进行选择性射孔,这样可达到几个目的:①限制主力油层产量；②提高中低渗地层的开发动用程度；③放大生产压差,提高油气井产量,尤其是增加中低渗地层产量；④如果高渗地层伴有出砂问题,用端部脱砂压裂可以防砂；⑤高渗地层水窜的可能性得到扼制。图2－2TSO用于油藏管理2.2.4防砂2.2.4.1压裂充填原理未胶结或疏松胶结的中高渗透地层的出砂问题在油田生产中十分常见。砾石充6填是常规的防砂