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国外水力压裂技术新发展


低渗透油田高效开采技术与 发展趋势


?







制约低渗透油藏高效开采的关键因素 国外水力压裂技术的新进展

?

制约低渗透油藏高效开采的关键因素
?

建立有效的注采驱动压力体


(井网类型、井网与裂缝方位匹配、井距、 注采压力、启动压力等)

?

水力压裂增产与伤害的协调

常规油藏
注 水 井 采 油 井

低渗油藏
注 水 井 采 油 井

由于渗透率低和启动压力的作用,导 致注采井间无法建立有效的水动力系 统,致使注水压力上升,采油井压力 下降--注不进、采不出!

安塞油田坪桥区井位图

裂缝导致方向性见水

裂缝方向

N E

breakthrough direction

水力压裂增产与伤害的协调
压裂过程中压裂液的伤害:
地层 天然裂缝

填砂裂缝的伤害

1、基质伤害:滤液的伤害

乌审旗岩心水基压裂液伤害结果
井号 岩心号 伤害前气渗(md) 伤害后气渗(md) 伤害率(%) 145 5-67-16 0.221 0.0449 79.67

148

3-62-6

0.3999

0.018

95.49

145

4-67-23

0.458

0.011

97.59

148

1-30-4

0.234

0.059

74.78

水基压裂液:

渗透率伤害率为74.8~97.6%。

压裂液进行添加剂优化后:渗透率伤害率为63.0~88.0%。

破胶液残渣粒度与孔喉直径对比
20

0.03%NH

15

10

5

破胶液残渣粒 度大于孔喉直 径,无颗粒侵 入伤害!
10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 0.0
?? ??°〃????

Percentage,%

0 0.01

0.1
0.1 1 10 100 1000

1

10 ? ? ? ? ? um ±

100

1000

Pore Throat Diameter,um

Particle Diameter of Unbroken Gel, um ??〃?????? ? ú

Davg=11.59um D50=0.109um Dmax=10~100um

Davg=103.70umD50=101.30um Dmax=116.00um

2、天然裂缝伤害:残渣、冻胶
残渣堵塞天然裂缝,降低裂缝渗透率;破胶剂难 以进入天然裂缝,冻胶破胶不彻底,增加油气渗流 阻力。

3、填砂裂缝伤害:滤饼、残渣
支撑剂嵌入滤饼降低填砂裂缝导流能力; 残渣堵塞裂缝孔隙。

压裂液残渣伤害实验研究

压裂液浓度伤害对比:Carbo Pro 20/40支撑剂
压裂液浓度伤害对比
46 44 42

250ml(0.5%压裂液残渣) 250ml(0.4%压裂液残渣) 多项式 (250ml(0.4%压裂液残渣)) 多项式 (250ml(0.5%压裂液残渣))

导流能力μ m 2 -cm

40 38 36 34 32 30 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 时间(小时)

4.支撑剂嵌入实验研究

10 Kg/m2铺砂浓度实验结果

贵阳林海30/60目陶粒嵌入实验
贵阳林海(30/60)嵌入实验
180 160 140

钢板 岩心

导流能力μ m 2 -cm

120 100 80 60 40 20 0 10 20 30 40 50 60 压力(MPa) 70 80 90 100

国外水力压裂技术的新进展

主 要 内 容
新工艺
—清水压裂及其进展

新材料
—高强度超低密度支撑剂(ULW)

2、新工艺-清水压裂技术及其进展
所谓的清水压裂,除了早期用清水不带砂外, 多数是用化学处理剂,如减阻剂、活性剂、防 低渗透油气藏高效开采的关键: 膨剂处理过的清水或线性胶,这种水也常常称 作滑溜水(slick water-frac)。 降低压裂液对地层的伤害! 作业中带有少量砂的,但也有加砂量较多的, 砂比常为3.5%。用水量多,排量大是它们的共 降低开采成本! 性,至于造缝导流能力的大小 与储层物性有 关。

清水压裂技术
?清水压裂技术的发展历程 ?两个砂岩地层的应用效果对比 ?清水压裂对致密气藏伤害评价

?清水压裂增产机理及适应性
?压裂液返排监测技术

清水压裂技术新进展
1986 至1987年在吉丁斯油田(澳斯汀白垩

70年代中期,在俄克拉荷马西北的密西西 石灰岩地层)进行了清水压裂,基质岩石的 1988年联合太平洋能源(UPR)公司 比裂缝性石灰岩地层进行了有规模的清水 渗透率为0.005至 0.2毫达西,地层厚度为50 95年以后,广泛应用于裂缝性致密砂 在其第一口水平井中也进行了清水压 压裂;用大量的清水,每分钟排量为8 — 至 岩气藏;提出了冻胶与滑溜水联合的 500英尺。压裂后,油井从平均日产油 裂,在作业中使用了蜡珠作为分流剂。 12方,砂比为1.75%,由于砂量及砂比都 0.64方增加至6.4方。压裂规模平均2400方 混合清水压裂技术。 较低,难以长期支撑形成的裂缝。 清水,排量平均7方,平均用浓度7.5至15%
的盐酸500方。

清水压裂技术应用实例1
压裂工艺: 1995年UPR公司-东得克萨斯盆地棉花谷致密、

?采用大量清水与少量的化学剂(降阻剂、活性剂、 低渗砂岩地层
施工概况:泰勒段砂岩,对150口井进行了250次
储层情况:
136吨之间

防膨剂等)

?20/40目的 的清水压裂 Ottawa砂子,总砂用量在2273公斤到
支撑剂 ?渗透率0.001至0.05毫达西 ?排量为1.6方到13方,用水量约为64方到3180方, ?无论纵向上和横向上都非常不均质,纵向上

?砂比3.5%,少数作业中使用砂比达到15%的尾随

前置液占40%到50% 砂-页岩交替,砂层总厚为1000到1500英尺

新工艺-清水压裂与冻胶压裂效果比较

棉花谷泰勒砂层A气田大型清水压裂与常规压裂的比较

新工艺-清水压裂与冻胶压裂效果比较

泰勒砂层B气藏清水压裂与常规压裂产量对比

新工艺-清水压裂与冻胶压裂效果比较
造缝后导流能力不足! 所以要根据地层物性 设计合理的导流能力、 选择施工工艺

泰勒砂层C气田清水压裂与常规压裂产量的比较

清水压裂技术应用实例2-混合清水压裂
90 年代中期安纳达柯石油公司-东得克萨斯棉花谷上侏

工艺技术-混合清水压裂法:

罗纪博西尔砂层 在工艺实践中发现,对某些储层清水压裂导 储层情况:

流能力得不到保证,采用了混合清水压裂工艺: ?博西尔砂层位于棉花谷砂岩之下,是黑灰色页岩间夹有
细砂、粉细泥质砂岩的大厚层 用清水造一定的缝长及缝宽后,继以硼交链的

?粘土的主要成分是绿泥石与伊利石

3.6 — 4.2 公斤/方的胍胶压裂液,带有20/40、

?平均孔隙度与渗透率分别为6~10%及0.005 ~ 0.05毫达西

40/70目砂子,从而产生较高导流能力的水力裂缝。 ?低渗储层的含水饱和度为50%,高渗透率储层为5%

EXT-4气井清水压裂加少量砂子压后采气曲线

EXT-9气井清水压裂加大量砂子压后采气曲线

EXT-15气井混合清水压裂压后采气曲线

清水压裂对致密砂岩地层伤害评价 研 究 的 目 的
在上侏罗系砂岩的博西尔地层进行了清水压 裂,施工中泵入大量清水并在裂缝扩展过程中又 毫无防滤措施,在这样致密的砂层内毛管力自吸 现象又严重地存在;同时考虑到泵入水在裂缝扩 展过程中,也会受到应力依赖的渗透率的影响。 所以采用数值模拟方法研究这些因素对气井产能

的影响。

新工艺 -清水压裂中水锁及岩石物性应力依赖性的影响
有 效 厚 度:169ft 孔 隙 度:8.89%

压裂施工及监测情况

?滑溜水1590方

?40/70目涂层砂
(RCS)50方

水平渗透率:0.0297 md 垂向渗透率:0.00297md

?平均排量12方 ?井口平均作业压力
53 MPa

?微地震成象监测

研究方法-数值模拟方法
(地层-裂缝模型,单相与气水两相)

采用油藏—地质力学—压裂模拟的综合模型 进行拟合,拟合时的限制条件如下:

?压裂压力约在81~84.5 MPa之间;
?裂缝微震成像的半长约为106 —137米,垂直于缝
的宽度很大(每边可达15米--地层变形的范围!);

?返排期间水产量递减很快,到生产晚期基本为常数; ?不稳定试井得出的缝长较短,缝导流能力约为
1.52~3dc.cm。

压裂作业拟合结果

拟合时的计算参数
1 渗 透 率:0.03-0.0107 md 2 导流能力:1.52 dc.cm 3 填砂缝长: 67 m

排液与生产时间的拟合
Qw

Qg

停泵时刻裂缝壁面附近地层含水饱和度分布

停泵时, 滤失区达 到了15英 尺

停泵时井筒附近地层含水饱和度分布

平均进水深度 5-10英尺

生产10天后裂缝附近地层含水饱和度的分布

水侵入区域在井底周围已大大减少,但 在缝端部的含水饱和度仍然很高,此处 的排液程度较低,排液的初速度与井底 周围的水饱和度、滤失区的厚度有关, 并受控于随应力而变化的渗透率。

水锁和水相渗透率对产量影响

单相气与气水两相流对产 量影响不大! 因此,水锁影响并不大!

渗透率伤害(粘土膨胀、堵塞等) 对产量影响
因此,清水压裂也应 针对性地选择添加剂, 以减少对储层的伤害!
裂缝附近地层渗透率降低2 %,产量降低10~15%!

清水压裂增产机理-常规解释
岩石中的天然裂缝多半是表面粗糙,闭合后仍能保持 一定的缝隙,这样形成的导流能力,对低渗储层来说 已经足够了。这种情况已在实验室中观察到。 常规冻胶压裂,由于排液不完善,裂缝的导流能力受 残渣伤害等有所降低,清水压裂基本上不存在不易排 液的问题。 清水(线性胶)易于使砂子沉到垂直缝周边较细的天 然裂缝中,扩大了渗滤面积。 压裂过程中岩石脱落下来的碎屑(特别是在页岩地层 中)它们可能形成“自撑”式的支撑剂。

清水压裂增产机理-新解释 剪切膨胀扩展裂缝-基本假设
认为剪切力能使裂缝壁面从原位置上移动,从而
产生不重合并出现许多粗糙泡体表面,由于存在剪切 滑移,在裂缝延伸过程中也能使已存在的微隙裂开, 并使断层面及其它弱面张开,这些现象可以发生在水 力裂缝的端部或裂缝周围的滤失带中。

剪切膨胀扩展裂缝-物理过程
当裂缝周边的岩石在 压力超过门槛压力后, 即发生“滑移”破坏, 两个裂缝粗糙面的滑动, 使垂直于缝面的缝隙膨 胀。停泵后,张开了的 粗糙面使它们不能再滑 回到原来的位置,从而 剪切膨胀的裂缝渗透率 得到保持。

清水压裂增产的适应性
清水压裂在这种情况下的成功与否, 取决于 是否存在着有利的天 然裂缝系统以及它们对压力及原有的就地应力的响应程度。

?质地强硬的岩石有许多粗糙的节理,很高的抗剪程度,很好的剪切
与裂缝导流能力的耦合性,清水压裂适用(裂缝性致密砂岩、灰岩

地层等);

?强度较弱的岩石如泥质砂岩就不适合清水压裂;
?储层的裂缝网状分布及流体流动过程都可以用以评价是否应该采用
清水压裂。

清水压裂技术-结论
由于清水压裂
?可免去制备冻胶所消耗的化学剂量,包括成胶剂、交链剂

与破胶剂,不含残渣,不会堵塞地层;
?减少了砂(支撑剂)的用量及运砂的费用

所以
清水压裂与常规冻胶压裂在相同规模的作业中可节省费用
40% —60%。对于那些渗透率很低的边际油气田,清水压裂 将是开采这类油气田的重要措施,也是降低采油成本,增加

动用储量的有效途径。

压裂液排液或回排的监测常规方法
1、记录泵入水的回采率,但是此值受地层产
出水的影响很大。

返排率? 2、计量排液中的聚合物浓度,此方法操作上
3、分析注入前后的聚合物溶液以确定碳水化

非常复杂,测试结果也不十分确切,由于滤失而 使聚合物浓度提高,在泵入水回采率的计算方面, 可能产生误导。 合物的总含量,从而计算水的回采率。此方法同 样受缝中滤失的影响。



?题

?获得的水回采率都不是从作业中各个压
裂液段中得到,是笼统的整个作业过程 中的情况。 ?有时返排率很高,但压后生产动态很差! (往往是最后注入的一段液体未排出堵 塞了裂缝!)

压裂液排液或回排的监测新方法

性质各异的压裂用化学示踪剂(CFT)
特点: 方法:
示踪剂具有独特性质,各不相同:它们彼 在泵的低压部分注入,浓度是1ppm。压裂 此不起反应,与岩层或金属管类也没有化学 后返排每隔15分钟采样一次一直到有天然气 反应;不随时间或温度的变化而发生降解, 突破,可以分析到样品中1 ppb的含量。由于 示踪剂在极低浓度(50ppt)下仍可被察觉。 分层分液段泵入性质独特的CFT,可用物质平 无论在运输、泵入或废弃时,都是安全的。 衡方法计算分层,分液段回排效率,从而获 易溶于水,滤失后也不会浓集。 得每口井的回排效率。

压裂液的两种回排类型
一是井底附近
从井底附近地区回排是由于井底附近的滤 失量太大,前臵液阶段的液体滤失于此地。当 作业井回排时,井底附近滤失液先排出来。

二是从裂缝端部
当井筒附近的渗透率低或没有滤失时,前 臵液回流至井中并将它前面的液段推向井底, 先泵入的最后排出。

常规冻胶压裂液与滑溜水压裂液回排区别
冻胶液可以 看作全悬浮 液,靠粘度 和排量携砂, 液段和支撑 剂分布密切, 最后注入的 滑溜水靠排量携砂,砂子沉降后 最先回排! 液体在砂堤形成漩涡流,使先后 (受破胶剂 加入的液段混合在一起,在相同 的影响) 的时间以相同的浓度排出!

化学压裂示踪剂技术的应用-冻胶

博西尔砂层冻胶压裂的回排剖面

化学压裂示踪剂技术的应用-清水

博西尔砂层滑溜水基清水压裂的回排剖面

3、新材料-高强度超低密度支撑剂
高密度
支撑剂材料强度的提高,

低密度
低密度支撑剂能够在低

密度也随着加大,颗粒密度
的增加,直接导致了输砂的 难度,也很难做到在水力裂

排量下保证支撑剂的输送,
能提供在绝大部分裂缝面积 上得到支撑剂的机会,降低

缝内均匀的布砂。沉降速度
过快,也会导致压裂过程中 在地层中出现桥堵。

支撑剂密度还可以减少配制
压裂液系统的复杂性从而减 少了对填砂裂缝的伤害。

高强度超低密度支撑剂-ULW

新材料-高强度超低密度支撑剂ULW

美国BJ服务公司?2003年?两种ULW支撑剂

?ULW 1.25支撑剂-被树脂浸透并涂层的化
学改性核桃壳 ?ULW 1.75 支撑剂-树脂涂层的多孔陶粒

ULW 1.25支撑剂-化学改性核桃壳

ULW 1.75 支撑剂-树脂涂层的多孔陶粒

新材料-ULW1.25支撑剂
制作工序: 主要特点:

?视密度为0.85克/毫升(是石英砂的一半) 先将粒径比较接近的核桃壳微粒
(20/30目)用强树脂浸渍,然后将浸透的 ?79摄氏度下能承受41.4 MPa的闭合应力, 核桃壳用酚醛树脂涂层,后一步与现今用 温度升高则强度降低,107°C时仅为 27.6MPa; 的涂层砂的工艺相似。

?可破碎到任意API(泰勒网目)的大小,
6-100目。

新材料-ULW1.75支撑剂
为树脂涂层的多孔陶粒,制造过程与常规 低比重的陶粒支撑剂(LWP)相似,二者性能 也比较接近,密度有较大的差别。
ULW的密度约在1.75 到1.9克/毫升之间, 与制造过程中控制颗粒的孔隙度有关。涂层的 多孔陶粒,一方面增加了它的强度并封闭了颗 粒外部的孔隙,防止了外部液体的入浸从而也 保持了低密度的特点。

新材料-ULW支撑剂性能评价

用 2# 树 脂 处 理 后 , 由于产生了巨大的 共价键力及在核桃 壳基质内聚合物链 间交混的,所以颗粒 的强度达到最大值。 经1#树脂处理后, 产生了共价键结构, 不仅增加了颗粒变 形尺寸的能力,并 且提高了抗压强度。

ULW支撑剂性能评价

渗透率、导流能力 与闭合压力的关系

天然核桃壳、超低密核桃壳支撑剂的渗透率和导流能力随闭合压力变化的曲线

温度:66摄氏度

铺砂浓度:4.88公斤/平方米

砂粒径:20/40

ULW支撑剂性能评价

渗透率、导流能力 与闭合压力的关系

涂层与未涂层超低密支撑剂及标准Ottawa砂、经济陶粒的渗透率与闭合应力的关系

温度:135摄氏度 铺砂浓度:9.76公斤/平方米(Ottawa砂与经济陶粒)
6.83公斤/平方米(涂层与未涂层超低密支撑剂)

ULW支撑剂性能评价

静 态 沉 降

动 态 沉 降

ULW支撑剂性能评价

流 动 实 验

支撑剂的平衡高度与水平流速的关系

0.19m^3/min 0.03785m^3/min

0.095m^3/min

支撑剂(20/40) 液体(7cp) 浓度(kg/m3)

Ottawa砂、ULW1.25、ULW1.75 添加有聚丙稀酰胺降阻剂的水溶液(滑溜水) 120(砂) 60(超低密支撑剂)

ULW支撑剂应用实例
地点 气藏埋深 压 闭合压力 裂 层厚 条 件 滑溜水 排量 支撑剂 模 拟 结 果 美国德州某气田 2484 35.2 米 MPa

40
738.2




12方/分 Ottawa砂、ULW1.25

由于砂重大部分砂子在井底附近很快沉到气层以下,形成砂堤, 所以支撑长度也比压裂长度短很多。ULW1.25 支撑剂则均匀地 分布在裂缝内,改善了缝的支撑长度,从而无论在长度上还是 纵向上都改善了导流能力。 目前测得的井初产能力为每日56677方,后来稳定在45340方。

Ottawa砂支撑裂缝模拟结果

Ottawa砂28077kg, 基本沉入底层!

ULW1.7支撑剂支撑裂缝模拟结果

28835kg支撑剂基 本在产层内!

谢谢!


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