您好, 访客   登录/注册

疏松砂岩气藏压裂防砂工艺异常原因分析及预防措施

来源:用户上传      作者:

  摘 要:疏松砂岩气藏岩性疏松,渗透性较好,普遍认为压裂工艺对储层改善余地较小。涩北气田作为典型的疏松砂岩气藏,存在一定数量的差气层,近几年通过论证,对部分低品质气层实施割缝管压裂充填工艺,取得了一定的成效,改变了疏松地层实施压裂意义不大的认识。结合实施情况,文章对部分压裂井施工异常原因进行了深入分析,提出了预防和改进措施,能有效指导后期压裂施工作业。
  关键词:疏松砂岩;压裂施工;涩北气田
  中图分类号:TE358.1 文献标志码:A 文章编号:2095-2945(2019)21-0100-03
  Abstract: The lithology of unconsolidated sandstone gas reservoir is loose and the permeability is good. It is generally believed that fracturing technology has little room for reservoir improvement. As a typical unconsolidated sandstone gas reservoir, Sebei Gas Field has a certain number of differential gas reservoirs. In recent years, through demonstration, slotted pipe fracturing filling technology has been applied to some low quality gas reservoirs, and certain results have been achieved. It has changed the understanding that it is of little significance to carry out fracturing in loose formation. Based on the implementation, this paper makes an in-depth analysis of the causes of abnormal construction of some fracturing wells, and puts forward preventive and improvement measures, which can effectively guide the later fracturing operation.
  Keywords: unconsolidated sandstone; fracturing construction; Sebei Gas Field
  1 氣田现状
  涩北气田构造幅度低,地层平缓,无断层,储层为第四系疏松砂岩,泥质含量高、成岩性差、胶结疏松,气井生产中易出砂。气藏埋深浅,气层多而薄,且分布井段跨度长,气水关系复杂,气井出水后加剧出砂。气田纵向上存在多段的低品质气层,其泥质含量高,渗透性差,近年来新动用气层中低品质气层占比较高,低品质气层产能相对较低,生产中出砂较为严重,以往采用的常规防砂工艺只能保证气井正常生产,如何实现既防砂的同时又提高气井的产量,是疏松砂岩低品质气层开采的重要技术手段。
  2 气田压裂施工异常原因
  应用目前气田较为成熟的高压充填防砂工艺,借鉴国内外疏松砂岩油气田压裂防砂一体化技术,论证确定割缝管压裂充填作为气田压裂工艺,在低品质储层开展压裂试验21口,19口井恢复生产。依据试验情况,该工艺具有较强的适应性,能够满足气田差气层压裂改造要求。但在部分井的施工中出现了异常情况,影响了压裂施工效果。依据现场实施实际情况,对压裂施工异常情况进行深入分析,提出相应的预防和改进措施,有助于提高压裂的施工效果。
  分注前置液、注携砂液、注顶替液和施工后反洗井四个阶段,对各施工环节可能出现的异常情况进行分析。
  2.1 注前置液阶段
  注前置液阶段是保证压裂防砂效果的前提,目的是将近井地带的地层砂推向地层深处,同时通过排量控制对目的层进行压裂,形成短而宽的裂缝,改善地层导流能力,为注携砂液做好准备。该阶段一般施工压力随着施工排量的增大呈上升趋势,达到破裂压力后,压力曲线形成突然向下的拐点。如施工排量达到最大时(一般5m3/min),施工压力平稳且无明显向下拐点,说明地层极其疏松,破裂压力较低。涩北气田一般以最大排量压裂时,30MPa以下地层便会压开,施工压力出现回调现象,满足压裂需要。
  若注前置液时施工压力未出现突然向下的拐点,而施工排量未达到压裂规模能够达到的最大排量,说明压裂造缝时排量不够,影响压裂效果。最早试验的T1-3井,根据注前置液的施工压力,最终确定排量3.2m3/min,最大施工压力19.45MPa,加砂前压力也无明显下拐,但后期该井未恢复生产。说明施工排量偏小,未达到造缝效果,压裂效果较差。后期通过试验评价,确定气田压裂施工排量控制在4.6-5.3m3/min范围内,依据不同储层和压力系数合理设计施工排量。
  2.2 注携砂液阶段
  该阶段是整个压裂施工的关键,也是施工时间最长,施工控制难度最大,最容易出现异常情况的阶段。施工坚持平稳有效原则,需密切关注施工压力随砂比的变化情况,加砂量直接决定着裂缝及近井地带填砂是否充实,对裂缝起到一定的支撑作用,防止裂缝闭合,最终决定目的层的导流能力和防砂效果。在试验过程中存在两种异常现象。
  (1)注入通道不畅,压力波动较大
  正常情况下,随着砂比的提高,井筒液柱压力逐渐增大,井口回压基本保持平稳或者逐渐减小。但由于部分井孔眼附近、近井地带及目的层裂缝存在不同程度堵塞,导致携砂液注入通道不通畅,施工压力会出现小幅蹩压现象。需施工时密切关注压力波动,每提高一次砂比,注入足量携砂液,达到对孔眼附近、近井地带和目的层裂缝进行充分磨眼和疏通的目的,降低施工风险。   T3-6井施工中,注携砂液时出现2次压力异常波动,最终在疏通注入通道后压力回归正常。第一次异常情况出现在砂比从15%提高至21%阶段,携砂液进入孔眼后,施工压力2min内从24.9MPa上翘至26.9MPa,注入通道疏通后压力逐渐下降;第二次异常情况出现在砂比从21%提高至27%阶段,携砂液进入孔眼后,施工压力突然从25.1MPa上翘至27.8MPa,后压力逐渐下降。之后砂比从21%逐级提高至55%的过程中均未出现压力异常现象,说明携砂液注入通道已完全通畅,该井最终复产。
  分析认为,由于砂岩地层粘土矿物含量较高,粘土矿物遇水发生膨胀、运移,阻挡在地层,加之大部分气井采取过防砂、大修等作业,作业液、填充介质滞留于填充层无法排出,导致地层堵塞。目前国内外部分防砂工艺,在防砂前采用酸化解堵、泡沫负压返排地层预处理和炮眼清洗等技术解除堵塞,取得了较好的效果,可借鉴此类技术开展试验。
  (2)充填不实,压力后期未上升
  正常情况下,在注携砂液后期砂比达到最高,加砂阶段临近结束时,压力会出现缓慢上升,说明目的层填砂已充实。但有时会出现注携砂液后期充填不实,压力未上升的情况。充填不实会严重影响防砂效果,且无法弥补。主要有三方面原因,一是施工过程中因施工压力异常或者设备故障,导致加砂停止,造成地层加砂不均匀,充填不实。二是未及时掌握施工过程中的液量和砂量的变化情况,近井地带未充填实。三是顶替阶段由于排量过大或者是顶替液量不准造成井筒内砂面冒顶,导致套管和筛管之间充填不实。
  T6-8井施工中共填砂60m3,砂比从15%提高至最高50%,整个过程中施工压力呈缓慢下降趋势,加砂最后压力仍未上升,说明目的层充填不实,施工未达到最佳填砂强度,填砂不够,该井后期生产中出砂较多。试验分析认为,气田填砂合理参数是平均砂比55%,最高达到70%,加砂量范围98-115m3,方可达到充填效果。
  2.3 注顶替液阶段
  填砂完成后要依据压裂施工管柱容积注入顶替液,该阶段要合理控制顶替排量,防止顶替过量,导致割缝管与气层套管环空石英砂亏空,影响挡砂效果。正常情况下,顶替过程中顶替压力会缓慢上升,说明地层填砂充实,顶替压力变化与填砂是否充实有直接关系。涩T1-4井,顶替液阶段顶替压力最高仅为4.4MPa,说明充填不实,而同层的T1-6井注携砂液后期施工压力上升,说明填砂充实,注顶替液时最高顶替压力达到25.5MPa。施工井中未出现顶替过量的现象,试验分析认为,顶替阶段要以小排量(0.6-1.2 m3/min)将管柱内的石英砂顶替至充填工具以下,保留65-80m管柱容积的顶替液。
  2.4 反洗井阶段
  压裂施工的最后需要将充填工具附近及井筒残余砂反洗循环出地面,保证防砂后期封隔器顺利坐封、实现防砂工具丢手以及压裂施工管柱不出现砂卡现象。该阶段的关键点主要有,一是反洗井过程中返排液中含一定量的石英砂,确保顶替量合理;二是反洗充分,确保充填工具以上井筒内无残余石英砂。试验压裂施工因未出顶替过量的情况,反洗较充分,无异常情况。
  3 结论
  (1)压裂施工时,要依据储层和单井实际情况,科学设计施工参数,依据试验情况持续总结和优化,在施工中合理控制施工排量、砂比和加砂量等参数,确保每一步施工的平稳有序,最终实现既防砂的同时又提高气井的产量的目的。
  (2)部分井孔眼附近、近井地带及目的层裂缝存在不同程度堵塞,在防砂前可采用酸化解堵、泡沫负压返排和炮眼清洗等地层预处理,解除堵塞,在施工时密切关注压力波动,携砂液和砂比合理调配,确保压裂施工效果。
  (3)气田试验井数相对较少,随着气田开发,储层特征会发生变化,压裂除上述异常预防外,在选井、选层上要考虑井筒、出水和层间距等候因素,在压裂管柱工具、压裂材料选择上要考虑质量、配伍和低伤害等因素,需持续优化和改进施工工艺,形成疏松砂岩有水气藏压裂防砂一体化配套技术。
  参考文献:
  [1]董长银.油气井防砂理论与技术[M].东营:中国石油大学出版社,2012.
  [2]周守为,孙福街.疏松砂岩油藏出砂管理[M].北京:石油工业出版社,2010.
  [3]刘北羿.压裂防砂技术进展及存在问题[J].油气地质与采收率,2008,15(4):105-107.
  [4]何生厚,張琪.油气井防砂理论及其应用[M].北京:中国石化出版社,2003.
  [5]王杏尊,温庆志,刘刚芝.疏松砂岩压裂防砂技术[M].北京:石油工业出版社,2013.
  [6]周建宇.高压砾石充填防砂工艺参数优化设计方法研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2005,20(3):78-82.
  [7]马代鑫.高压砾石充填防砂工艺参数优化设计[J].石油钻采工艺,2007,29(3):52-55.
  [8]冯胜利,尉亚民,邵文斌,等.柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏防砂技术的研究与应用[J].钻采工艺,2008,31:28-30.
  [9]智勤功,谢金川,吴琼.疏松砂岩油藏压裂防砂一体化技术[J].石油钻采工艺,2007,29(2):57-60.
  [10]顾海红,李金发,邱锐.压裂防砂工艺的研究及应用[J].油气地质与采收率,2003,10(3):76-77.
转载注明来源:https://www.xzbu.com/1/view-14901139.htm

服务推荐