塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

贺甲元 程洪 向红 翟晓鹏 耿宇迪 王海波

贺甲元,程洪,向红,翟晓鹏,耿宇迪,王海波. 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
引用本文: 贺甲元,程洪,向红,翟晓鹏,耿宇迪,王海波. 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
HE Jiayuan, CHENG Hong, XIANG Hong, ZHAI Xiaopeng, GENG Yudi, WANG Haibo. Optimizing the displacement of temporary plugging and diversion fracturing of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
Citation: HE Jiayuan, CHENG Hong, XIANG Hong, ZHAI Xiaopeng, GENG Yudi, WANG Haibo. Optimizing the displacement of temporary plugging and diversion fracturing of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.015
基金项目: 国家科技重大专项“准格尔盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价”(编号:2016ZX05002-002);中国石油科技创新基金研究项目“排量作用下裂缝转向扩展力学机理研究”(编号:2019D-5007-0206)
详细信息
    作者简介:

    贺甲元(1984-),2010 年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发专业,硕士研究生,现主要从事储层改造研究,副研究员。通讯地址:(100083)北京市中国石化石油勘探开发研究院。E-mail:hejy.syky@sinopec.com

    通讯作者:

    翟晓鹏(1980-),2013年毕业于长江大学油气井工程专业,获博士学位,现主要从事岩石与压裂增产研究,副教授。通讯地址:(430100)武汉市蔡甸区大学路111号长江大学。E-mail:500861@yangtzeu.edu.cn

  • 中图分类号: TE24

Optimizing the displacement of temporary plugging and diversion fracturing of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield

  • 摘要: 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。
  • 图  1  缝内暂堵转向物理模型

    Figure  1.  Physical model of temporary plugging and diversion inside the fracture

    图  2  暂堵排量优化设计流程图

    Figure  2.  Flow chart of optimization design of temporary plugging displacement

    图  3  不同排量优化设计

    Figure  3.  Optimization design of different displacements

    图  4  暂堵转向阶段转向压力计算值与监测值对比

    Figure  4.  Comparison between calculation result and monitoring result of diversion pressure in the stage of temporary plugging and diversion

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出版历程
  • 修回日期:  2021-01-05
  • 网络出版日期:  2021-06-21
  • 刊出日期:  2021-06-21

塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.015
    基金项目:  国家科技重大专项“准格尔盆地碎屑岩层系油气富集规律与勘探评价”(编号:2016ZX05002-002);中国石油科技创新基金研究项目“排量作用下裂缝转向扩展力学机理研究”(编号:2019D-5007-0206)
    作者简介:

    贺甲元(1984-),2010 年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发专业,硕士研究生,现主要从事储层改造研究,副研究员。通讯地址:(100083)北京市中国石化石油勘探开发研究院。E-mail:hejy.syky@sinopec.com

    通讯作者: 翟晓鹏(1980-),2013年毕业于长江大学油气井工程专业,获博士学位,现主要从事岩石与压裂增产研究,副教授。通讯地址:(430100)武汉市蔡甸区大学路111号长江大学。E-mail:500861@yangtzeu.edu.cn
  • 中图分类号: TE24

摘要: 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。

English Abstract

贺甲元,程洪,向红,翟晓鹏,耿宇迪,王海波. 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
引用本文: 贺甲元,程洪,向红,翟晓鹏,耿宇迪,王海波. 塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
HE Jiayuan, CHENG Hong, XIANG Hong, ZHAI Xiaopeng, GENG Yudi, WANG Haibo. Optimizing the displacement of temporary plugging and diversion fracturing of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
Citation: HE Jiayuan, CHENG Hong, XIANG Hong, ZHAI Xiaopeng, GENG Yudi, WANG Haibo. Optimizing the displacement of temporary plugging and diversion fracturing of the carbonate reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 233-238 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.015
    • 塔河油田位于新疆维吾尔自治区库车县和轮台县境内。构造位置在沙雅隆起带中段南翼的阿克库勒凸起上。油气田多为碳酸盐岩缝洞型油藏,以缝洞和裂缝为油藏流动通道及储油空间,为典型的破碎性储层[1]。奥陶系碳酸盐岩油藏是塔河油田主力产层,油藏埋深5 000~6 800 m,厚度约70 m,地层压力58~63 MPa,地层温度超过130 ℃,油藏具有不均匀富集、叠合连片特征,油藏内部随机分布大量孔洞和天然裂缝,非均质性强。

      随着酸化压裂开采时间延长,储层无法继续稳产[2-3]。利用暂堵转向酸化压裂技术沟通碳酸盐岩内部孔洞和天然裂缝,得到更多的可动用储量是目前有效的增产技术[4-5]。塔河油田在2017年引入液态暂堵剂实施暂堵转向酸化压裂,取得突破。

      液态暂堵剂是基于绒囊结构的无固相封堵材料[6-8],容易进入裂缝内部,施工风险低。有效解决了颗粒暂堵剂颗粒级配难以控制,纤维暂堵剂易在井筒堆积造成堵塞超压的难题[9]。同时液态暂堵剂具有耐高温、承压强、返排彻底的特点。

      塔河油田A1井实施液体暂堵剂转向重复酸压改造试验后,年产油量已经由施工前的无油可开上升到年产油量1 000 t,改造效果显著。但液态暂堵剂在实施暂堵转向压裂过程中,用多大的排量可以促使裂缝转向一直以来没有计算理论依据。这使得液态暂堵转向压裂在施工过程中往往靠经验设计施工参数,不能有效指导施工设计。针对上述问题,以压裂中裂缝开裂裂缝几何形状模型为基础,建立暂堵转向压裂不同阶段优化排量设计方法,确定优化排量,为碳酸盐岩储层老井高效暂堵转向重复酸压提供技术支持。

    • 在暂堵转向压裂施工过程中,将液态暂堵剂注入原裂缝,根据裂缝转向的基本原理,裂缝转向所需的裂缝缝内净压力取决于最大水平主应力和最小水平主应力之差[10]

      $$\Delta {p_{\rm{e}}} > \frac{{({\sigma _{{\rm{Hmax}}}} - {\sigma _{{\rm{Hmin}}}})}}{2}(1 - {\rm{cos}}2\theta )$$ (1)

      式中,$\Delta {p_{\rm{e}}}$为裂缝净压力,MPa;${\sigma _{{\rm{H}}\max }}$为最大水平主应力,MPa;${\sigma _{{\rm{H}}\min }}$为最小水平主应力,MPa;$\theta $为天然裂缝与水平最大主应力方位夹角,°。

      缝内净压力与施工排量有直接关系,排量增大,净压力提高。利用暂堵剂封堵原裂缝,控制压力不向裂缝远端传递,形成一定封堵压力,从而产生水平地应力差,开启侧向裂缝如图1所示。

      图  1  缝内暂堵转向物理模型

      Figure 1.  Physical model of temporary plugging and diversion inside the fracture

      通过排量产生足够的净压力实现天然裂缝张开,形成复杂缝网。施工排量与净压力为[11]

      $$\Delta {p_{\rm{e}}}{\rm{ = }}\frac{E}{{{h_{\rm{f}}}}}{\left( {\mu L\sqrt Q } \right)^{1/3}}$$ (2)

      式中,E为岩石弹性模量,GPa;${h_{\rm{f}}}$为缝高,m;$\;\mu $为压裂液黏度,mPa · s;L为裂缝长度,m;Q为排量,m3/min。

      联立式(1)和式(2),得到排量与净压力关系为

      $${\left( Q \right)^{1/6}} \propto \frac{{({\sigma _{{\rm{Hmax}}}} - {\sigma _{{\rm{Hmin}}}})\left( {1 - {\rm{cos}}2\theta } \right){h_{\rm{f}}}}}{{2E{{\left( {\mu L} \right)}^{1/3}}}}$$ (3)
    • 式(3)表明,增大排量会提高裂缝内静压力。缝内净压力增大同时会扩大裂缝长度L。设暂堵过程中,暂堵剂进入裂缝内进行堆积,堆积的长度为$ {L}_{{\rm{f}}}$

      裂缝长度L大于暂堵剂堆积长度${L}_{{\rm{f}}}$,说明排量足够大,净压力足够大,开启的裂缝足够长,满足暂堵压裂需求。否则,排量不足以推动暂堵剂进入裂缝,不能满足暂堵压裂要求。这时就要增大排量,压裂出更长的裂缝使暂堵剂进入裂缝才能满足暂堵压裂需求。相反,如果只是需要把暂堵剂送入裂缝,不需要开启新裂缝,这时排量产生的净压力$\Delta {p_{\rm{e}}}$要小于开启裂缝最大水平主应力和最小水平主应力之差$p$。就能保证裂缝不开启,只填充暂堵剂。同时需要保证裂缝长度L大于暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$,保证暂堵剂在裂缝内有效堆积。

      上述可知,保证暂堵压裂排量优化设计需要满足2个限定条件:(1)裂缝长度L大于暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$;(2)排量产生的净压力$\Delta {p_{\rm{e}}}$是否需要大于主应力之差$p$

      根据这2个条件,设计出排量优化计算流程。如图2所示。

      图  2  暂堵排量优化设计流程图

      Figure 2.  Flow chart of optimization design of temporary plugging displacement

      在排量优化过程中,需要用到的裂缝长度$L$在时间t内,与排量的关系为[12]

      $$ L=\frac{Q\sqrt{t}}{2\pi C{h}_{{\rm{f}}}}$$ (4)

      式中,$C$为液态暂堵剂综合滤失系数,m/$\sqrt {\min } $

      时间t内在排量作用下裂缝宽度$ w$[13]

      $$ w{=1}{.32}{\left[\frac{8(1-\upsilon ){Q}^{3}\mu }{G}\right]}^{1/6}{t}^{1/3}$$ (5)

      式中,$\upsilon $为岩石泊松比,无量钢;G为岩石剪切模量,MPa。

      液态暂堵剂进入原裂缝后,一部分暂堵剂堆积在主裂缝内部,一部分暂堵剂滤失进入地层。时间t内,停泵时暂堵剂在裂缝内的体积${V_{\rm{C}}}$[14-15]

      $$ {V}_{{\rm{C}}}=\dfrac{Qt}{1+\dfrac{2Ct{S}_{{\rm{v}}}}{w\sqrt{\left({S}_{{\rm{v}}}/2+{S}_{{\rm{p}}}\right)t}}}$$ (6)

      式中,${V_{\rm{C}}}$为裂缝内暂堵剂体积,m3${S_{\rm{v}}}$为暂堵剂单元数,无量纲;${S_{\rm{p}}}$为前置液单元数,无量纲。

      暂堵剂在裂缝内的体积${V_{\rm{C}}}$近似为立方体,则由体积${V_{\rm{C}}}$可得暂堵剂在裂缝中堆积长$ {L}_{{\rm{f}}}$

      $${L_{\rm{f}}}{\rm{ = }}\frac{{{V_{\rm{C}}}}}{{2w{h_{\rm{f}}}}}{\rm{ = }}\dfrac{{Qt}}{{2w{h_{\rm{f}}}\left[\begin{array}{l} 1 + \dfrac{{2Ct{S_{\rm{v}}}}}{{w\sqrt {\left( {{S_{\rm{v}}}/2 + {S_{\rm{p}}}} \right)t} }}\\ \end{array}\right]}}$$ (7)

      如果暂堵剂在裂缝内的长度${L_{\rm{f}}}$出现大于裂缝长度$L$情况,说明此时排量较小,不满足开启新裂缝。再加注暂堵剂会造成暂堵剂无效堆积,这种情况下则应提高排量,重新计算。同时,根据排量产生的净压力$\Delta {p_{\rm{e}}}$是否需要大于主应力之差$p $来判断何时终止计算。

    • 以塔河油田A1井碳酸盐岩储层井段为例,在天然裂缝条件下,注入一定量液态暂堵剂实现转向压裂。第1阶段,暂堵剂堆积,具备一定强度的封堵能力。第2阶段实施压裂,开启新裂缝。

      计算参数:该碳酸盐岩储层井段地层水平应力差为5.5~7.5 MPa,油层厚度40 m,碳酸盐岩地层弹性模量2.75×104 GPa,泊松比0.27,液态暂堵剂综合滤失系数1.98×10−3 ${\rm{m}}/\sqrt {\min } $,暂堵液黏度20 mPa · s。利用优化设计模型,计算排量从3 m3/min增加到6 m3/min,裂缝长度及注入时间关系,如图3所示。

      图3中可以看出,排量3 m3/min、施工时间达到29 min时,计算压裂裂缝长度$L$和暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$相等,此时转向净压力5.53 MPa。即转向力不足。超过这个时间,暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$大于压裂裂缝长度$L$,暂堵无效。

      图  3  不同排量优化设计

      Figure 3.  Optimization design of different displacements

      提升排量到排量5 m3/min,压裂裂缝长度$L$增大,当施工时间达到45 min时,压裂裂缝长度$L$和暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$相等,此时转向净压力7.76 MPa。大于7.5 MPa地应力差。满足转向需要。但由于压裂裂缝长度不够,暂堵剂用量难以达到需求。

      继续提升排量到6 m3/min,施工时间60 min时,压裂裂缝长度$L$大于暂堵剂堆积长度$ {L}_{{\rm{f}}}$。排量满足转向净压力和堆积暂堵剂两方面的需求。深井压裂,井口压力较高,安全性差,能满足最低要求不仅保证井下工程需要,也能够满足安全要求。因此可以作为最优值。

    • 塔河油田A1井初次酸压施工最高泵压61.6 MPa,最大排量6.8 m3/min,挤入地层总液量620 m3。施工4年后产液量开始下降至0,常规酸压改造失效。

      分析常规酸压失效原因是初期酸化压裂,强化主裂缝供油区域,开采一段时间后达到产能极限,无法继续增产。要想增加产量,就需要开启新裂缝,沟通新的供油区域。因此,根据塔河油田碳酸盐岩裂缝发育特点,缝洞油藏刚性暂堵剂不易架桥的难点,提出利用液态暂堵剂缝内暂堵转向酸压。由于绒囊流体在气井[16]和煤层气井[17]转向压裂应用成功,故选择绒囊流体作为暂堵剂。开展液体暂堵转向重复酸压改造现场试验,首先用小排量注入液态暂堵液封堵尖端,封堵裂缝,然后大排量注入压裂液实现转向。

      根据暂堵压裂排量优化结果,第1阶段暂堵液暂堵。为了只封堵不开启裂缝,控制转向压裂低于5.5 MPa。施工排量控制在3.0 m3/min,施工时间控制在25 min内。计算转向压力5.53 MPa,实际注入暂堵剂70 m3。计算的转向压力与地层水平应力差为5.5相近。

      实际监测转向压力3.6 MPa,低于5.53 MPa,证明暂堵剂起到封堵作用,且未开启新裂缝。分析原因是由于初始暂堵后,暂堵剂优先封堵了初次压裂开启裂缝,但在封堵过程中,部分微裂缝开启,但未开启大裂缝。暂堵成功,如图4所示。

      图  4  暂堵转向阶段转向压力计算值与监测值对比

      Figure 4.  Comparison between calculation result and monitoring result of diversion pressure in the stage of temporary plugging and diversion

      第2阶段压裂,施工排量6.0 m3/min,裂缝扩展。在第1阶段施工基础上,压裂45 min,计算暂堵剂量270 m3,实际注入暂堵剂240 m3。压裂阶段施工阶段计算转向压力7.88 MPa,实际监测转向压力8.2 MPa;裂缝发生了明显的偏转。这时发生的裂缝转向是实际的转向压力,判断转向裂缝为初始裂缝内开启的分支裂缝[18]

    • 暂堵压裂小排量泵送暂堵剂可使暂堵剂在裂缝内“站得住脚”,从而在低速下能够封堵初始裂缝和初始裂缝相连的微裂缝,暂堵剂在裂缝内起到堆积、拉抻和填塞作用,提高流体流动的阻力。此后用大排量提高缝内净压力,初始裂缝内部就开启新裂缝不沿原裂缝的方向延伸。塔河油田碳酸盐岩裂缝发育,利用液态暂堵剂缝内暂堵转向酸压技术,采用滑溜水开启天然裂缝,低排量注入液态暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向的思路是可行的。

      具体技术要点主要有5点:(1)暂堵对象选择天然裂缝发育储层;(2)根据预设计排量、地层水平主应力差、泵注时间以及岩石力学参数,优化排量;(3)根据理论计算,确定暂堵剂用量;(4)暂堵液注入需用低排量;(5)暂堵后压裂液、酸液注入则用大排量。确定完程序后,现场实施暂堵压裂。实施过程中可能会有所调整,但变化范围可控。

      塔河油田A1井实施液体暂堵剂转向重复酸压改造试验后,从无油可产上升到年产油量1 000 t,改造效果显著[18]。相对于常规酸化压裂只能沟通碳酸盐岩优势储集层。暂堵转向压裂可扩大供油区域面积,进一步提升采油效果。经多次现场暂堵转向压裂实施,最终提出了滑溜水开启天然裂缝,3 m3/min注入暂堵液封堵尖端,6 m3/min注入压裂液实现转向的暂堵转向酸压排量。工程实践证明,利用排量变化能够有效实现改造效果,提高产量达到预期目的。

    • (1)通过建立暂堵压裂排量优化模型,确定不同暂堵阶段需要的合理排量,解决了现场转向压裂需要的排量靠现场经验判断,没有理论依据的难题,为暂堵转向压裂排量优化设计提供理论依据。

      (2)提出了滑溜水开启天然裂缝、低排量注入暂堵液封堵尖端、高排量注入压裂液实现转向的暂堵转向压裂排量设计程序。利用该排量程序实施暂堵压裂,能够满足生产需要,达到储层改造目的。

      (3)实际上,生产一定年限的老井,暂堵转向压裂排量设计还需要考虑生产后,孔隙压力下降引起的地层应力差变化,后期需要考虑该影响因素,进一步优化排量设计。

参考文献 (18)

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