长庆气田致密砂岩气藏压裂改造技术.pptVIP

二○一一年九月 长 庆 气 田 致 密 砂 岩 气 藏 多层多段压裂改造技术 报告内容 一、基本概况 二、直井多层压裂改造技术研究及试验 三、水平井多段改造技术研究及试验 四、结论 1.盆地资源丰富 鄂尔多斯盆地油气资源丰富，天然气资源量10.7×1012m3，气田发育上、下古生界两套含气层系，以苏里格气田为代表的致密砂岩储层占总资源量61.7%。　 近年来，长庆气区进入大规模勘探开发阶段，天然气产量达到210×108m3,其中上古致密砂岩占51.9%。 　 一、基本概况 阴 山 贺兰山 六盘山 吕 梁 山 秦　 岭 图 例 石 油 储量面积 区域断层 构造单元 天然气 储量面积 　 上古生界砂岩气藏普遍具有低孔、低渗、低压的特征，储层致密，孔喉结构差，启动压力高，单井产量低。 气藏埋深：2800.0～3800.0m 孔隙度：5.0%～12.0% 渗透率：0.1～3×10-3μm2 含气饱和度：44.0%～66.1% 压力系数：0.8～0.9MPa/100m 2.储层物性差，自然产能低 鄂尔多斯盆地致密气典型井压汞曲线特征 苏里格气田典型井吼道分布 3.普遍发育多套含气层系，具有一井多层的特征 苏里格气田储层纵向多层现象比较普遍，一井多层比例高。 太原 马五4 山2 山1 山1 盒8下 盒8下 盒8上 苏里格气田各区块多层井占总井数比例 4.压裂是提高单井产量的有效手段 多年来，以提高单井产量为目标，大力开展压裂新技术攻关与试验，形成了长庆致密砂岩气藏压裂技术系列。 两大技术系列 致密砂岩气藏 直井改造技术系列 致密砂岩气藏 水平井改造技术系列 六项主体技术 机械分层压裂 多薄层压裂 低伤害压裂液 控缝高压裂 不动管柱水力喷射分段压裂 裸眼封隔器分段 压裂 六项配套技术 压裂优化设计 支撑剂优选 液氮伴注排液 分层压裂同步破胶 裂缝监测技术 深穿透射孔 1.岩矿特征 室内研究表明，长庆致密砂岩气藏岩性总体上以石英砂岩为主，但区域上岩性存在明显差异。苏里格气田中区以岩屑石英砂岩+石英砂岩为主；东区以岩屑砂岩为主；则西区以石英砂岩为主。 二、直井多层压裂改造技术研究及试验 苏里格气田各区块岩性数据对比表 地区 层位 碎屑组分（%） 石英 岩屑 长石 中区 盒8 86.0 13.7 0.3 山1 85.1 14.8 0.1 东区 盒8 79.1 20.7 0.2 山1 84.3 15.6 0.1 西区 盒8 90.8 9.2 0.1 山1 86.5 13.2 0.3 2.岩石力学及地应力研究 室内岩心测试表明，盒8、山1砂岩杨氏模量为18400～34200MPa，泊松比为0.2～0.4，砂岩最小主应力为50.4MPa，泥岩为56.6MPa。 岩心分析地应力大小 岩性 最大水平主应力 最小水平主应力 泥岩 68.99 56.62 砂岩 61.84 50.43 砂泥岩 65.04 54.90 气田 岩 性 围压 MPa 孔隙压力 MPa 杨氏模量 ×104MPa 泊松比 体积压缩系数 10-4 1/MPa Biot系数 盒8 砂岩 57 28 1.84-3.42 0.2-0.4 1.425 0.77 山1 砂岩 45 24 1.94-3.16 0.21-0.26 1.74 0.84 岩心分析岩石力学参数 3. 导流能力研究 为深入研究支撑剂导流能力随时间长周期条件下变化规律与产量递减的关系问题，从模拟生产实际条件出发，开展了 “定压定温、长周期”导流能力实验。 认识：长期导流能力约为短期的14-25%； 随时间延长导流能力呈下降趋势，300h时降为初期的12-14%。 4、低伤害压裂液体系研究 针对致密储层微观孔喉细、启动压力高的特点，在“核磁共振+岩芯流动实验”的试验确定压裂液伤害主控因素的基础上，形成了适用不同区块储层的多套低伤害压裂液体系。 压裂液类型 适用储层特征 主要适用区块 羟丙基胍胶压裂液 以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主的低渗储层 苏里格中区、榆林-子洲地区 阴离子表面活性剂 岩屑含量高、孔喉细微的致密储层 苏里格东区盒8 超低浓度胍胶压裂液 吼道细小、压力系数低、返排难度大的致密储层 苏里格地区、盆地东部 羧甲基胍胶压裂液 低孔、低渗，岩屑含量高的致密储层 苏里格东区盒8 高温无机硼压裂液 深井、高温、低渗储层 高桥地区 近年气田新开发的压裂液体系 （1）阴离子表面活性剂压裂液 从降低分子结构、降低破胶液表面张力的角度出发，开发了新型阴离子表面活性剂压裂液体系，成本降低40%，应用33口井，平均无阻流量8.87×104m3