CN113738328B - 一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于涉及油田气藏压裂技术领域,具体涉及一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法。小砂体致密气藏的砂体层数为2层以上;砂体沉积微相为河口坝微相或水下分流河道微相;岩石的抗压强度为200~300MPa;弹性模量为40~50GPa;泊松比0.2~0.3;岩石密度2.4‑2.7g/cm3;采用以下方式进行压裂改造:(1)采用机械分层压裂,按深度由深向浅逐层施工;(2)根据砂体沉积微相和岩石性质进行压裂改造,实现体积压裂。本发明的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,针对小砂体的沉积相以及岩性性质,采用特定的压裂方式,提高支撑剂在砂体内的分布效率,提高采气程度。
Description
技术领域
本发明属于涉及油田气藏压裂技术领域,具体涉及一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法,特别是涉及不同沉积微相下的致密低渗透率、低孔隙度、低丰度气藏的开采技术。
背景技术
随着石油勘探和开发程度的延深,发现优质储量难度加大,石油资源日益减少,气价持续攀高,如何提高其采收率成为当务之急。河南油田具有丰富的天然气资源,天然气气藏具有渗透率不高、气井见水期早、射孔后产量低等特点严重是制约此类油藏经济有效开发的关键。
安棚油田深层系凝析气藏天然气地质储量5.67×108m3,位于河南省桐柏县安棚乡境内,凝析油地质储量11.7×104t,属中低凝析油含量66-170g/m,中低储量丰度(2.93×108m/km2)的小型凝析气藏。气层主要分布于核桃园组核三段Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ油组,埋深深度3000-4000m。储层平均孔隙度为5.37%和渗透率1.29×10-3μm,随埋深增加,为特低孔隙度、特低渗透率储层。储层明显受盆缘断裂控制,构成了多源汇聚、短距离搬运和快速沉积、垂向上多套储层叠置的特点。以往安棚油田对凝析气藏采用衰竭式开采,但是存在一些问题:
(一)气藏具有“低渗、低压、低丰度、低产”的四低特征,气井无自然产能,必须经过压裂改造才能获得经济产量。
(二)安棚深层系在纵向上,广泛分布的测井解释为“干层”的地层,需要建立一套识别含气干层的方法,将传统意义上的“干层”识别为可以作为工业开采的“气层”。
(三)由于储层致密、喉道为纳米-微米级、水相普遍呈润湿相等特征,使天然气流动时受到的阻力较大,启动压力和含水饱和度等因素对天然气渗流影响较大。只有当驱动压力梯度达到启动压力临界值后,天然气才开始流动。
(四)非均质型是由于同一层内发育多套单砂体,各砂体物性、含气性均差异较大,表现出较强的非均质性。对于同一致密砂体,由于渗透率的非均质性,即使是同一砂体,也有可能形成多个气藏。物性好的砂体中的气体优先被采出,而相对物性差的砂暂未实际动用。
发明内容
本发明的目的在于提供一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法,提高支撑剂在砂体内的分布效率,打碎更多面积的砂岩,提高采气程度。
为实现上述目的,本发明所采用的技术方案是:
一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法,所述小砂体致密气藏的平面含油气面积<0.5km2,天然气储量<0.4×108m3,凝析油储量<0.4×104t;砂体层数为2层以上;砂体沉积微相为河口坝微相或水下分流河道微相;
岩石的抗压强度为200~300MPa;弹性模量为40~50GPa;泊松比0.2~0.3;岩石密度2.4-2.7g/cm3;
采用以下方式进行压裂改造:
(1)针对含有多层砂体的情形,采用机械分层压裂,按深度由深向浅逐层施工;
(2)根据砂体沉积微相和岩石性质进行压裂改造,实现体积压裂。
本发明的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,针对小砂体的沉积相以及岩性性质,采用特定的压裂方式,提高支撑剂在砂体内的分布效率,提高采气程度。
优选的,步骤(2)中,针对前期经过压裂改造但压裂裂缝已闭合的砂体,先进行小规模压裂改造已闭合的压裂裂缝,然后进行暂堵形成封堵转向,再进行造复杂主缝的主压裂。
更优选的,主压裂阶段包括依次注入前置液、携砂液和顶替液;前置液阶段,使用滑溜水和携砂原胶液组合,滑溜水造长裂缝,携砂原胶液支撑微小裂缝;携砂液阶段,先后注入小粒径段塞、原胶液和大粒径段塞;顶替液阶段,使用原胶液顶替到位。
进一步优选的,携砂原胶液、小粒径段塞、大粒径段塞中的支撑剂粒径依次增大。携砂原胶液、小粒径段塞、大粒径段塞中的支撑剂分别为70/140目、40/70目、30/50目陶粒。
优选的,前置液阶段变排量、变液体粘度施工,先后注入第一滑溜水、第一携砂原胶液、第二滑溜水、第二携砂原胶液,施工排量逐渐升高,原胶液粘度大于滑溜水粘度。
优选的,步骤(2)中,所述压裂改造包括先后注入前置液、携砂液和顶替液;
前置液阶段,先注入交联液压开储层,然后依次交替注入携砂滑溜水和滑溜水,降滤并向远处扩张裂缝,最后注入交联液;
携砂液阶段,依次交替注入携砂交联液和中顶液,开主缝并提高裂缝导流能力;
顶替液阶段,使用原胶液顶替到位。
更优选的,前置液阶段,携砂滑溜水共注入3次,砂比依次增加,其中砂使用70/140目陶粒。
进一步优选的,携砂液阶段,携砂交联液共注入4次,砂比依次增加;先使用细粒径砂、再使用粗粒径砂,细粒径砂为40/70目陶粒,粗粒径砂为30/50目陶粒。更进一步优选的,携砂液阶段,携砂交联液的注入排量依次增大。
附图说明
图1为本发明实施例1的压裂管柱图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的实施方式作进一步说明。
本发明的提高小砂体致密气藏产量的生产方法的具体实施例
实施例1
本实施例的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,包括以下步骤:
(1)小砂体致密气藏的特征
目的层为砂岩含气层,埋藏深度3000m。储层温度130℃。纵向上,储层层数多、厚度大,岩性致密、物性差。平面上,含油气面积0.1km2。天然气储量0.1×108m3,凝析油储量0.2×104t。
砂体的纵向上的层数为2层以上。单层砂体的厚度为<5m。
岩石致密性:抗压强度为200MPa;弹性模量为45GPa;泊松比0.25;岩石密度2.4g/cm3。
岩石物性:渗透率0.002×10-3μm3;孔隙度:5%;束缚水饱和度40%。
测井参数:电阻率100Ω·m;声波时差200μs/m;测井显示有羽状裂缝、构造裂缝存在。
(2)采用机械分层压裂改造
井型为直井;两开采层之间由封隔器坐封隔离;施工时,由深度最深向深度最浅的层位,依次按照压裂、投球、压裂的次序循环改造砂体。投球是指投钢球,作用是封堵油管内压裂液的流动方向。纵向上,深度深的一层储层压裂后,通过投钢球,封堵住流压裂液的管柱向下流动的通道,同时打开对应流压裂液的管柱,深度浅的一层储层的流动通道,封堵后,对深度浅的一层储层进行压裂。
改造的砂体积微相为:河口坝微相。储层砂体以往已经过压裂开采过,本次进行二次压裂开采,砂体厚度小于5m,使用分层压裂管柱进行分层压裂。砂体上部或者下部10m-20m范围内存在水层。
压裂泵注程序如表1所示。压裂管柱图如图1所示。
表1压裂泵注程序
表1中,压裂改造包括小规模压裂、暂堵、造复杂主缝的压裂三个阶段组成。各工作液的组成如下:
原胶液的组成为:0.45%羟丙基胍胶+0.05%氢氧化钠+1%氯化钾+0.2%高温助排剂+0.2%杀菌剂+水。
交联液的组成为:0.45%羟丙基胍胶+0.05%氢氧化钠+1%氯化钾+0.2%高温助排剂+0.2%杀菌剂+水+交联剂(交联比100:0.4,有机硼交联剂)。
滑溜水的组成为:0.25%EM30减阻剂+1.0%氯化钾+0.2%高温助排剂+水。
原胶液添加交联剂后形成交联液,原胶液粘度低,添加交联剂后,粘度增大,可以携带砂浓度高的支撑剂。
小规模压裂改造已经闭合的压裂裂缝,包括依次泵注前置液和携砂液,携砂液的砂比由5%逐渐提高到20%。
小规模压裂后,随原胶液投加暂堵剂100kg,之后继续泵送原胶液将暂堵剂顶替至缝内。停泵20分钟后,暂堵剂在裂缝内部溶胀形成封堵段。暂堵后改变了地下岩石力学分布情况,后续流体的流动方向发生改变。
进一步的,砂层下部存在水层,将暂堵剂挤进地层后停泵适当的时间,在暂堵剂充分溶胀的同时,支撑剂下沉,可在裂缝底部形成遮挡,钳制裂缝向下延伸。
造复杂主缝的压裂:包括依次泵注前置液、携砂液和顶替液。
造复杂主缝的压裂阶段,前置液包括交替注入滑溜水和原胶液,其中,滑溜水的作用为造长裂缝,原胶液的作用为支撑微小裂缝。具体地,按照滑溜水-第一携砂原胶液-滑溜水-第二携砂原胶液-原胶液的次序进行泵注。第一携砂原胶液使用70/140目陶粒,起到封堵微小岩石裂缝的作用,提高缝内净压力,增加裂缝复杂程度。
携砂液阶段,交联液有撑起致密砂岩裂缝的作用。按照第一交联液-原胶液-第二交联液的方式进行泵注。第一交联液使用40/70目陶粒,且控制砂比由10%逐渐增加到25%。第二交联液使用30/50目陶粒,且控制砂比由20%逐渐增加到35%。
顶替液阶段,使用原胶液将携砂液顶替到位。
在以上泵注程序中,支撑剂粒径沿泵注顺序由细到粗。采用多粒径加砂,加强支缝间的连通性。
进一步的,采用变排量,变液体粘度的施工方法,控制裂缝在纵向上缝高的延伸。变排量指前置液阶段的排量变化;具体的,排量为3-4-4.5m3/min。变粘度指前置液阶段与携砂液阶段相比较,携砂液阶段粘度大于前置液阶段。滑溜水粘度为5MPa·s,压裂液基液(原胶液体)粘度达到60mPa·s。
实施例2
本实施例的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,包括以下步骤:
(1)目的层埋藏深度3500m。储层温度132℃。纵向上,储层层数多、厚度大、岩性致密、物性差的砂岩含气层。平面上,含油气面积0.2km2。天然气储量0.3×108m3,凝析油储量0.3×104t。
砂体层数为:2层以上;单层砂体厚度>5m;
岩石致密性:抗压强度为210MPa;弹性模量为42GPa;泊松比0.22;岩石密度2.5g/cm3;
物性为:渗透率0.009×10-3μm3;孔隙度:2%;束缚水饱和度40%;
测井参数:电阻率90Ω·m;声波时差200μs/m。
(2)采用机械分层压裂改造
机械分层措施参照实施例1。施工时,由深度最深向深度最浅的层位改造砂体。改造的砂体积微相为:水下分流河道微相。砂体为以往进行过压裂改造,砂体上部或者下部10m-20m范围内存在水层。
压裂泵注程序如表2所示。
表2压裂泵注程序表
施工阶段由前置液、携砂液、顶替液阶段组合而成。各工作液的组成为:
原胶液的组成为:0.45%羟丙基胍胶+0.05%氢氧化钠+1%氯化钾+0.2%高温助排剂+0.2%杀菌剂+水。
交联液的组成为:0.45%羟丙基胍胶+0.05%氢氧化钠+1%氯化钾+0.2%高温助排剂+0.2%杀菌剂+水+交联剂(交联比100:0.4;有机硼交联剂)。
滑溜水的组成为:0.25%EM30减阻剂+1.0%氯化钾+0.2%高温助排剂+水。
中顶液即原胶液。
前置液阶段,采用交联液-第一携砂滑溜水-滑溜水-第二携砂滑溜水-滑溜水-第三携砂滑溜水-交联液的方式。第一、第二、第三携砂滑溜水的砂比依次增加,分别为5%、7%、9%。
携砂液阶段,采用第一交联液-中顶液-第二交联液-中顶液-第三交联液-中顶液-第四交联液的方式,第一交联液的砂比为12~15%,第二交联液的砂比为15~18%,第三交联液的砂比为20~24%,第四交联液的砂比为25~35%。第一交联液划分为液量相同的前、后两段,砂比分别为12%、15%。第二、第三交联液的情况类同。第四交联液划分为前、中、后三段,砂比依次为25%、30%、35%。
第一、第二、第三交联液使用40/70目陶粒,第四交联液使用30/50目陶粒。
第一、第二、第三、第四交联液的施工排量依次增加,分别为4.5、5、5.5、6m3/min。
以上压裂过程中,先用交联液以4m3/min排量压开储层,再用滑溜水+三级粉陶段塞,一方面降滤,一方面使裂缝不断扩张至远处,再用交联液携砂开主缝,提高裂缝导流能力,实现体积压裂。
按照上述方法实施例,单井效果对比如表3所示。
表3实施前后单井效果对比情况
由表3的结果可知,利用本发明的方法对小砂体进行改造,可有效提高地层导流能力,提高采气量。
Claims (7)
1.一种提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,所述小砂体致密气藏的平面含油气面积<0.5km2,天然气储量<0.4×108m3,凝析油储量<0.4×104t;砂体层数为2层以上;砂体沉积微相为河口坝微相或水下分流河道微相;
岩石的抗压强度为200~300MPa;弹性模量为40~50GPa;泊松比0.2~0.3;岩石密度2.4-2.7g/cm³;
采用以下方式进行压裂改造:
(1)采用机械分层压裂,按深度由深向浅逐层施工;
(2)根据砂体沉积微相和岩石性质进行压裂改造,实现体积压裂;
当砂体沉积微相为河口坝微相时,步骤(2)中,针对前期经过压裂改造但压裂裂缝已闭合的砂体,先进行小规模压裂改造已闭合的压裂裂缝,然后进行暂堵形成封堵转向,再进行造复杂主缝的主压裂;
主压裂阶段包括依次注入前置液、携砂液和顶替液;前置液阶段,使用滑溜水和携砂原胶液组合,滑溜水造长裂缝,携砂原胶液支撑微小裂缝;携砂液阶段,先后注入小粒径段塞、原胶液和大粒径段塞;顶替液阶段,使用原胶液顶替到位;
当砂体沉积微相为水下分流河道微相时,步骤(2)中,所述压裂改造包括先后注入前置液、携砂液和顶替液;
前置液阶段,先注入交联液压开储层,然后依次交替注入携砂滑溜水和滑溜水,降滤并向远处扩张裂缝,最后注入交联液;
携砂液阶段,依次交替注入携砂交联液和中顶液,开主缝并提高裂缝导流能力;
顶替液阶段,使用原胶液顶替到位。
2.如权利要求1所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,携砂原胶液、小粒径段塞、大粒径段塞中的支撑剂粒径依次增大。
3.如权利要求2所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,携砂原胶液、小粒径段塞、大粒径段塞中的支撑剂分别为70/140目、40/70目、30/50目陶粒。
4.如权利要求2或3所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,前置液阶段变排量、变液体粘度施工,先后注入第一滑溜水、第一携砂原胶液、第二滑溜水、第二携砂原胶液,施工排量逐渐升高,原胶液粘度大于滑溜水粘度。
5.如权利要求1所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,前置液阶段,携砂滑溜水共注入3次,砂比依次增加,其中砂使用70/140目陶粒。
6.如权利要求1或5所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,携砂液阶段,携砂交联液共注入4次,砂比依次增加;先使用细粒径砂、再使用粗粒径砂,细粒径砂为40/70目陶粒,粗粒径砂为30/50目陶粒。
7.如权利要求6所述的提高小砂体致密气藏产量的生产方法,其特征在于,携砂液阶段,携砂交联液的注入排量依次增大。
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