FS-3井异常高温储层压裂改造技术

摘 要

摘要：FS-3井是位于济阳坳陷构造带上的1口埋藏深、裂缝发育的异常高温井，对储层改造施工的压裂液以及对地层破裂压力的预测等都提出了极高的要求。针对FS-3井的地质特征进行了
摘要：FS-3井是位于济阳坳陷构造带上的1口埋藏深、裂缝发育的异常高温井，对储层改造施工的压裂液以及对地层破裂压力的预测等都提出了极高的要求。针对FS-3井的地质特征进行了储层改造的技术难点分析，在大量实验测试的基础上，优选出耐高温、高黏度且能满足150℃高温的低摩阻延迟交联液体系。通过室内岩心实验，利用储层应力计算模型预测了地层破裂压力和压裂施工压力。同时，采用粉砂降滤失、大排量施工、适当增加前置液用量、前置液阶段伴注液氮帮助返排等技术措施，完成了FS-3井的压裂施工设计，并进行了现场实施。最后，利用压裂施工曲线、压后排液及压后产量测试资料，完成了FS-3井压裂施工资料的评估分析，达到了预期效果。该成果对异常高温储层的压裂改造设计和施工方案的形成具有指导意义。
关键词：气井；高温；压裂；交联反应；破裂压力；滤失；流变性；东营凹陷
1 地质概况
    FS-3井位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带东段砂体较高部位。从构造上看，本井位于盐16古沟谷中，沟谷内发育的砂砾岩体横向展布范围窄，纵向上多套叠置，呈退积状分布。FS-3井处于背斜构造的翼部，地层由南向北倾斜，在砂砾岩体较高部位形成了岩性圈闭，是油气的富集区，试油有望获得工业油气流。该井主要目的层为古近系渐新统沙河街组四段，属低孔、低渗-特低渗储层，压裂改造是提高单井产能、实现高效开发的最为有效的手段[1]。
2 压裂改造难点剖析
    FS-3井储层埋藏深(近5000m)、异常高温(175℃)、微裂缝发育、钻井液漏失严重、表皮系数大(高达18.4)、砂砾岩与泥岩交互、单层厚度薄、固井质量差、井筒结构复杂，压裂改造的难度极大，投资风险很大：①地层温度高，对压裂材料和设备、特别是压裂液和封隔器提出了很大挑战，储层埋藏深、异常高温，对工作液体系(尤其是压裂液)耐温、抗剪切性能提出了很大挑战；②该区域天然裂缝发育、滤失严重，压裂加砂过程中易产生砂堵，压裂层段天然裂缝发育、滤失严重，压裂过程中天然裂缝开启，造成滤失难以估计，加砂过程中容易出现早期脱砂而出现砂堵，压裂液滞留地层对天然裂缝造成严重伤害；③地层致密、渗透率低，特别是钻井液密度大(1.84g/cm3)，漏失严重，储层存在深部伤害，地层吸液困难、导致地层破裂压力梯度度高，加之目的层深度大，地面施工压力高，对施工设备提出了很高要求，改造工程风险大；④埋藏深度大，高压压力系统，对固井质量要求严格，井筒结构复杂、压裂层段之上的技术套管固井质量不合格、下部尾管悬挂Ø114.3mm尾管，施工管柱受到很大限制，不利于提排量、造长缝；⑤主力层为砂砾岩、泥岩薄互层交互且岩性致密，单层厚度薄，压裂层段跨度大、裂缝起裂复杂，层间矛盾突出，完成纵向均匀改造的难度很大，砂砾岩破裂形态极不规则，造宽缝难度大，携砂液流动阻力大，发生砂堵的可能性大；⑥对低孔、特低渗的致密气藏，由于液体持续滞留导致“水锁”产生以及注入液体不能完全返排，压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的相对渗透率和烃类物质，影响压后排液效果。
3 主要技术措施
3.1 超高温低摩阻压裂液体系性能测试分析
3.1.1压裂液体系流变性实验研究
    根据液体流变性测试方法[2]，在实验室通过HAAKE-RS600流变仪测得了不同粉比瓜胶所配置的交联冻胶的流变性(见图1)。
 
    图1可以看出，瓜胶浓度为0.56%和0.5%的体系在150℃保持了较高的黏度，基本能满足携砂、造缝的要求。同时，该压裂液体系能满足长时间注液要求，150℃剪切3h黏度不低于100mPa·s。由于目前的延迟压裂液体系难以适应压裂目的层段175℃的高温，因此采用预置液和较大规模的前置液降低地层温度，应用能适应150℃的压裂液体系。
3.1.2压裂液体系延迟交联剂实验研究
    从目前广泛使用的延迟交联技术来看，pH值和温度是压裂液性能的重要影响因素[3～5]。本试验中选用延迟交联剂BA1-21，它是由两部分组成，其一是主交联剂A，另一部分是副交联剂催化剂B。试验根据主副交联剂使用配比的调节来控制压裂液在需要的地方完成交联，从而达到延迟交联的目的。
    从表1可以看出此交联剂的延迟交联时间为2～10min，完全能满足深井压裂施工降泵压以及降低井筒摩阻的性能要求。由于该井压裂目的层超深，为降低施工压力采用延迟交联时间的压裂液体系，延迟交联时间大于5min。
表1 AB1-21交联剂延迟交联性评价表
交联主剂A:催化剂B配比(体积)
延迟交联时间(min)
95:5
2～4
90:10
4～6
85:15
6～10
3.2 通过岩石力学参数的测定确定破裂压力
   要计算破裂压力需要的基本数据有岩石的静态弹性模量和静态泊松比、地层孔隙压力、孔隙度、有效应力系数以及岩层的三向主应力。利用高温高压岩石三轴试验仪器对FS-3井的岩心测定其岩石力学参数(见表2)。
表2 FS-3井各层段岩石三轴实验结果表
层号
深度(m)
最小水平主应力(MPa)
最大水平主应力(MPa)
垂向主应力(MPa)
静态弹性模量(MPa)
静态泊松比
地层孔隙压力(MPa)
孔隙度(%)
有效应力系数
70
4827.5
67.91
79.61
113.54
26742
0.213
42.58
5.60
0.8
71
4831.3
69.91
78.90
113.63
21154
0.25
41.75
5.70
0.8
72
4835.8
68.67
79.82
113.74
25576
0.22
43.15
4.65
0.8
73
4840.2
71.33
82.52
113.84
23536
0.29
43.57
5.10
0.8
75
4848.6
70.99
80.28
114.04
19532
0.257
42.18
5.28
0.8
根据岩石拉伸破裂准则[6]，当岩石中存在周向拉伸应力并且达到材料的抗拉强度时，岩石就将在垂直于拉伸应力的方向产生裂缝，由该准则得出孔壁处的周向应力为[7]：
 
式中：σpθ为射孔孔眼周围的切向应力，MPa；α为Biot多孔弹性系数；σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa；r为井筒半径，mm；ri为孔眼距离井筒的距离，m；σv为垂向主应力，MPa；pp为地层中的初始孔隙压力，MPa；pi为射孔孔眼内的压力，MPa；μ为泊松比；φ为岩石孔隙度，%；δ为渗透性系数，地层可渗透时δ=1，地层不可渗透时δ=0；θ为射孔方向与σH方向的夹角，(°)；θ′为从井眼轴向顺时针旋转到井壁上孔眼底部切向应力方向的角度，(°)。
    在井壁处的最大有效拉伸应力达到岩石的抗拉强度时，岩石发生断裂，即
    σ′pθ=-σi   (2)
    从式(1)可以看出：当pi增大时，σ′pθ变小；当pi增到一定程度时，σ′pθ将变成负值，即岩石所受周向应力由压缩变为拉伸，当这种拉伸力大到足以克服岩石的抗拉强度时，地层则产生破裂，此时值为破裂压力。
结合实验所得的基础数据用该模型对FS-3井的破裂压力进行计算，得出该井的平均破裂压力为81.16MPa，平均破裂压力梯度为0.0168MPa/m，同时可以反算得到井口的施工泵压为64.23MPa。如此高的破裂压力，需要优化射孔方案和防膨液试挤等措施：采用20孔/m的高密度射孔，射孔段相对集中，以一定程度上解决在高排量下进液困难、近井裂缝摩阻较高的问题；同时采用防膨液进行试挤，确定地层吸液能力，并一定程度上降低地层的破裂压力。
4 应用情况
    为了确定地层的吸液能力，减小主压裂大砂量加砂的施工风险，在主压裂施工前采用防膨液对该层进行了试挤测试[8]。
    图2为FS-3井4825.8～4852.2m层段的试挤施工曲线。从试挤曲线可以看出，提排量井口压力升至73MPa地层破裂，降排量之后的停泵测压降表明地层吸液能力较好。考虑到该层吸液能力较好，因此提出了将前置液量增加30m3。从FS-3井的压裂施工曲线(图3)可以看出，本层段施工注入预置液60m3、总液量717.6m3，加入0.45～0.9mm的Carbo陶粒70m3，平均砂比20%，最高砂比达39%。该层段施工圆满完成了70m3的加砂任务。采用净压力拟合软件，对该层位施工曲线进行了净拟合分析，拟合的缝长为208.3m，达到了造长缝的设计要求，表明该井得到了有效的改造。据该层段压后排液数据统计，该井小型压裂进液20m3，大型压裂进液711.3m3，井筒以1500m计算60m3，累计791.3m3，返排96.3%，如不考虑小型压裂，则返排率98.8%；压后产气量高达5.6×104m3/d，达到了良好的预期效果，表明对该井采取的压裂技术措施总体是可行的。
 
5 结论与建议
    1) 在大量实验测试的基础上，优选出的耐高温、高黏度的延迟交胶联液体系，在该井的储层改造中得到了成功应用，确保了该井在较低注液压力下完成加砂，经受了高温、大砂量加砂的考验，表现出良好的性能。
    2) 通过储层特征分析和室内岩石力学实验研究，利用储层应力计算模型预测地层破裂压力和压裂施工压力。
    3) 在室内研究成果的基础上，结合粉砂降滤失、大排量施工、适当增加前置液用量、前置液阶段伴注液氮帮助返排和采用延迟交联体系等现场施工技术措施，探索出一套有效改造异常高温深井的压裂技术和方案。
    4) 利用压裂施工曲线、压后排液及压后产量测试等资料，完成FS-3井压裂施工资料的压后评估分析，达到了良好的预期效果，表明对该井采取的压裂技术措施可行。
参考文献
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[3] 崔明月，陈彦东，杨振周.制备延迟交联耐高温硼压裂液的途径[J].油田化学，1994，11(3)：214-219.
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[5] LORD D L，YARITZ J G，Delayed crosslink fracturing fluid rheology influenced by thermal and shear history[C]∥SPE International Symposium on Oilfield Chemistry，New Orleans，Louisiana：SPE，1993.
[6] HOSSAIN M M，RAHMAN M K，RAHMAN S S.A comprehensive monograph for hydraulic fracture initiation from deviated wellbores under arbitrary stress regimes[C]∥SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition，Jakarta，Indonesia：SPE，1999.
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[8] 袁灿明，郭建春，卢聪.脉冲式注入压裂测试确定致密气藏地层渗透率[J].石油天然气学报，2008，30(1)：282-284.
 
(本文作者：郭建春1 袁灿明2 李雪3 周光清3 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学；2.川庆钻探工程公司井下作业公司；3.中国石化胜利油田勘探项目管理部)