压裂技术应用.doc

压裂技术现场应用

摘要：压裂技术作为增产措施应用于矿场始于20世纪50年代，随着对压裂技术的进一步理解和尖端脱砂工艺技术的应用，近年来对疏松砂岩油藏的压裂也取得了好的增产效果。压裂疏松砂岩储层不在要求形成长的裂缝，只要长度穿透污染带即可，而要追求裂缝的宽度，从而达到降低进井段表皮系数的结果。为了控制裂缝的长度和增加裂缝的宽度，就要切合实际的泵入适量的前置液和逐渐加大砂比的携砂胶液。本文主要阐述了BZ25-1油田明化镇疏松砂岩油藏压裂施工的设计和实施。
关键词：压裂；疏松砂岩；前置液；尖端脱砂；明化镇油组；
BZ25-1油田是渤海海域疏松砂岩油藏首次采用压裂技术的油田。其主力油层NmIV和NmV具有储层埋藏浅，孔隙度高，渗透率中等，层内非均质性强等性质。压裂作业由Halliburton公司承担，其井下工具具有一趟多层的作业特点，即将油层按射孔方案用TCP方式一次全部射开，再下入一趟多层的压裂防砂井下工具进行层次压裂防砂作业，缩短了作业周期降低了作业成本。另外，对于那些离底水、边水和气顶近的油层则采用高速水充填的防砂方式。

上图表示在硬度不同的地层中压裂，不同裂缝长度对产能的影响。图中横坐标是表征地层硬度的量，纵坐标是表征产能的无因次量。由图可知压裂能使产能增加1.5倍以上，还有对疏松地层RC在1.0左右，裂缝长度对产能影响很小。
一、支撑剂选择
压裂防砂支撑剂选取粒度中值D50是地层砂粒度中值d50的6~8倍，又因BZ25-1明化镇地层砂的非均质系数均大于5，所以选16/30目的陶粒作为支撑剂，这样地层细粉砂将不会堵塞支撑剂所形成的孔隙。陶粒具有圆度、球度好，抗挤压强度和渗透率高的特点。
二、尖端脱砂设计
与坚硬地层相比，对疏松砂岩进行压裂作业的设计、施工过程控制和施工解释有实质性区别。压裂疏松砂岩重要一点就是通过适时控制作业过程出现尖端脱砂，以阻止裂缝径向延伸并将“膨胀”裂缝。尖端脱砂是指支撑剂在裂缝前缘聚集以阻止裂缝向纵深发展。一旦裂缝长度不在增加，那么后续的泵砂过程将“膨胀”裂缝，即裂缝的宽度将大幅增加（在这个施工过程，泵入的砂浆量要大于地层的漏失速度）。出现尖端脱砂和“膨胀”裂缝时，裂缝压差*也相应的有所增加。实际上我们可以将压裂过程分为两个典型阶段：裂缝形成阶段（设计过程与压裂硬地层相同）和“膨胀”充填裂缝阶段（此过程在出现尖端脱砂之后）。
形成裂缝和阻止裂缝延伸是通过先泵入相对少量的前置液（胶液不含砂）再泵入1～4ppg（磅每加仑）的砂浆。一旦裂缝不再延伸，随后泵入的砂浆将使裂缝“膨胀”，此时要求高的砂浆浓度，如10～16ppg。在顶替过程要结束时，通常通过降低泵速并打开环空获得小流量返出，以此来充填裂缝近井筒的部分。另外，降泵速的方法也可用在当监测井底压力表明未出现尖端脱砂的情况下，诱导尖端脱砂的出现。
通过大量的现场作业来看，尖端脱砂的过程很难建立模型或是影响其形成过程。有些情况下甚至是监测尖端脱砂的发生都是件不容易的事。之所以如此，是因为有诸多因素控制和影响着尖端脱砂的发生，如设计模型的缺陷，部分或多点尖端脱砂的发生，或是压力监测设备的不足等等。
井底压力的真实数据对过程评价和诊断至关重要。而通过地面泵压计算得出的井底压力往往是不可靠的。这是因为泵送过程中，随着砂比的变化和传输途径中各种工具内径的变化使得摩阻是不容忽视而且是无法计算确定的参数。往往是地面压力参数表明发生了尖端脱砂，但实际井底压力却没有变化即未发生尖端脱砂。
三、设计施工中关键参数的确定
目前所应用的压裂设计软件都是针对坚硬地层而编写的，将其运用到疏松砂岩地压裂施工设计中还要通过现场小型压裂试验获求的参数进行拟核校对。BZ25-1油田采用的是FracProTM3D压裂软件，其中有关岩石力学的参数通过声波测井计算得出或取经验值（表二所示），如确定地层杨氏模量、泊松比、压缩系数、地层破裂压力梯度等。而地层破裂压力、裂缝闭合压力、漏失速度、摩阻、流动效率等参数则通过现场压裂试验得出。将所有地层参数和射孔段长度输入到软件模型中计算出前置液用量、设计砂浆泵送程序和计算出所需砂量，再模拟出压裂后形成裂缝的长度、宽度和高度。有了裂缝的模拟数据后再和射孔数据中的油层长度和隔层长度比较来校核模型中的边界条件，落实数据的合理性。
表二、油藏岩石基本参数

四、现场施工作业中的控制
因对疏松砂岩压裂的机理和压裂过程是复杂的，目前还没有建立起适用的数学模型，加之地层的非均质性强，所以在作业过程中根据压力监测数据适时调整施工参数是必须的也是完全必要的。
BZ25-1油田B平台先开始压裂充填作业，起初因井下工具和对地层性质不了解，作业参数为：5～6bpm的泵速，砂浆浓度由1ppg～5ppg，出现脱砂压力在4500psi左右，泵入砂量平均每层80