砂岩气藏技术总结报告.docx
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砂岩气藏技术总结报告
中浅层砂岩气藏压裂工艺技术研究项目
技术总结报告
中国石油吉林油田分公司采油工艺研究院
2007年11月
编写：
王鸿伟刘光玉
参加：
刘大玉朱兆鹏李边生段永伟
审核：
许建国
审定：
张应安
一、项目完成的总体情况
二、总体思路及压裂关键技术
三、项目完成的主要研究内容
四、压裂工艺技术应用
五、项目取得的主要成果
一、项目完成的总体情况
中浅层砂岩气藏是吉林油田2007年天然气产能建设的重点，天然气产能建设目标4.0亿方，主要区域包括小合隆地区、双坨子地区及红岗地区。
从油藏地质特点方面认识，小合隆地区泉一段储层隔层泥岩遮挡能力差、邻层水发育的特点，双坨子地区具有储层物性差、砂体不连续的特点，这些油藏特征给压裂改造带来了难题；同时由于吉林油田气井压裂技术基础薄弱，起步比较晚，压裂优化设计、压裂工艺匹配、压裂材料配伍方面都难以满足中浅层砂岩气藏压裂改造的需求，因此2007年采油院设立《中浅层砂岩气藏压裂工艺技术研究》项目。
通过2007年项目技术研究与攻关，在小合隆地区中浅层砂岩气藏形成了“控水增气三步走”的压裂技术路线：
即高砂比大规模压裂技术、控缝高压裂工艺与高能气体解堵相结合的改造模式；在双坨子地区中浅层砂岩气藏形成了提高裂缝导流能力、降低储层伤害为目标的大规模压裂配套工艺技术；中浅层砂岩气藏优化施工工序，形成射孔、压裂、投产联作技术，单层射孔、压裂及投产管柱、双层射孔、压裂及投产管柱、单层压裂及投产管柱、双层压裂及投产管柱等系列化管柱的研制和应用，减少了作业工序，降低储层的污染，加快了天然气投产节奏；针对小合隆、红岗黑帝庙、明水组中浅层砂岩气藏储层温度低（25-45℃），水基压裂液破胶困难，固相残渣给支撑裂缝及壁面带来伤害问题，室内研制了针对低温气井的清洁压裂液体系，在小合隆地区应用4口井5层，降低了储层伤害，压后产能与可对比井比较提高了35%；成功研制了针对气井压后地层返砂的防砂剂--树脂陶粒技术，满足了不同温度、不同固化时间的需求。
小合隆地区中浅层砂岩气藏压裂技术现场应用15口井18层，压后获工业气流11层，建天然气产能20万方；双坨子地区中浅层砂岩气藏压裂技术现场应用7口井10层，压后获工业气流8层，建天然气产能10万方；射孔、压裂、完井管柱一体化工艺技术，现场应用12口井，降低工程对储层的污染，为加快天然气投产节奏；清洁压裂液体系在小合隆地区应用4口井5层，降低了储层伤害，压后产能与对比井比较提高了35%；防砂剂--树脂陶粒技术成功的在小合隆、双坨子及红岗地区中浅砂岩气藏应用了12口井18层，措施有效率100%；为吉林油田2007年油气当量踏上650万吨提供了技术保障。
二、总体思路及压裂关键技术
1、总体思路
（1）针对小合隆地区中浅层砂岩气藏（q1段）储层具有邻层砂体发育、含水饱和度高、隔层遮挡能力弱的特点，确立“控水增气三步走”的技术路线；
（2）针对双坨子地区中浅层砂岩气藏储层物性差、砂体不连续的特点，确立了提高裂缝导流能力、降低储层伤害压裂技术思路。
2、压裂关键技术
（1）小合隆中浅层砂岩气藏应用“控水增气三步走”压裂技术：
第一步，在隔层遮挡能力好的条件下，采用高砂比大规模压裂技术，提高裂缝内铺砂浓度；第二步，应用变排量、上浮剂提高上部应力、下沉剂增加下部应力等控高技术，使人工裂缝在产层延伸，避免邻层水的压开；第三步，应用复合射孔、高能气体压裂等技术改善近井带污染；
（2）双坨子中浅层砂岩气藏以提高裂缝导流能力、降低储层伤害为目标，应用大规模压裂配套工艺技术提高施工砂比，提高缝内铺砂浓度；
（3）中浅层气藏优化施工工序，应用射孔、压裂及投产联作技术，即单层射孔、压裂及投产管柱，双层射孔、压裂及投产管柱，单层压裂及投产管柱，双层压裂及投产管柱等系列化管柱结构；
（4）中浅层砂岩气藏储层温度低（25-45℃），水基压裂液破胶困难，研制应用清洁压裂液体系，降低了储层伤害；
（5）针对气井压后地层返砂，研制应用防砂剂--树脂陶粒技术。
三、项目完成的主要研究内容
1、中浅层气藏压裂液体系室内评价
（1）破胶性能
在保证压裂液具有良好的流变性能的同时，要求压裂液快速彻底破胶，减少压裂液对储层的损害。
在施工中除降低交联比的同时采用分段追加破胶剂技术，完善了压裂液的破胶性能。
使用破胶装置，对压裂液的不同温度段进行了破胶实验。
破胶剂程序
根据流变实验和破胶实验结果，建议的破胶剂程序如下。
在追加破胶剂过程中应注意几个问题：
①破胶剂的追加必须根据实际的施工时间、排量和现场情况变化决定施工中破胶剂的浓度。
②在前置液部分应尽量避免过快、过多加入破胶剂，并建议最好使用部分胶囊破胶剂代替过硫酸铵。
③在前置液中破胶剂最大浓度原则上不要超过0.004%，平均浓度在0.002%左右。
④在加砂过程中应保证破胶剂追加速度平稳，以先慢后快，先少后多的原则加入。
⑤加砂的最后阶段（1～2min）应迅速提高加入破胶剂的速度，增加破胶剂浓度。
⑥替置液中应继续加入大量破胶剂。
⑦在追加破胶剂的过程中，应当时刻与仪表车、混砂车保持联系，判断施工进程和可能出现的意外问题。
破胶剂追加方法
压裂施工用液
前置液
携砂液
顶替液
前期
中期
后期
前期
中期
后期
破胶剂
胶囊
破胶剂
胶囊
破胶剂
胶囊
破胶剂
+过硫酸铵
胶囊
破胶剂
+过硫酸铵
胶囊
破胶剂
+过硫酸铵
过硫酸铵
过硫酸铵
加入用量情况
0.002%
NBA-101
0.004%NBA-101
0.006%NBA-101+0.002%
APS
0.01%NBA-101+0.01%
APS
0.02%NBA-101+0.02%
APS
0.05%
APS
0.08%APS
（2）静态滤失性能
使用美国Baroid公司的高温高压滤失仪，在压差为3.5MPa的条件下，测定压裂液在不同温度下的滤失性能。
方法是将一定量的压裂液（一般用量350ml）放入高温高压滤失仪中，升至设定温度，用氮气加压，进口压力4.2MPa，出口压力0.7MPa，测得冻胶在不同时间内的滤失量，计算出压裂液的造壁滤失系数C3。
（3）压裂液残渣含量及残渣粒度分析
压裂液破胶液的残渣是堵塞支撑裂缝和形成滤饼的关键因素。
压裂液的残渣含量和粒径分布与稠化剂的类型、用量以及交联剂的类型、用量和破胶水化的程度密切相关。
170℃配方的压裂液残渣含量试验结果为516mg/L，140℃配方的压裂液残渣含量试验结果为460mg/L，100℃配方的压裂液残渣含量试验结果为431mg/L。
残渣含量比较低。
使用COULTERLS130激光粒度仪分析了破胶后压裂液残渣的粒度分布情况，从粒度分析结果来看，粒度均值81.27-85.14μm，粒度中值为75.41-86.17μm，储层的孔吼半径一般小于1μm，破胶后的压裂液残渣不会进入储层。
压裂液残渣的粒度分析结果
项目
粒度均值
（μm）
粒度中值
（μm）
粒度峰值
（μm）
标准偏差
（μm）
0.01%NBA，80℃
81.27
75.41
97.65
45.00
0.04%APS，60℃
85.14
86.17
95.46
43.21
（4）压裂液配方体系的综合性能
压裂液配方体系的综合性能（0.4％GRJ，80℃配方）
项目
内容
性能
稠化剂
水不溶物%
0.6%胶液粘度mPa.s
含水率%
pH值
5.1
105
7.0
7.0
基液性能
0.7%GRJ表观粘度mPa.s
0.65%GRJ表观粘度mPa.s
0.6%GRJ表观粘度mPa.s
pH值
120
102
84
10-11
交联性能
交联比
交联时间
100:
0.75～0.4
1′以上
耐温耐剪切性能
60min
90min
120min
180min
200
131
129
100
滤失性能
滤失系数C3m/
8.07
破胶性能
时间
温度
破胶液粘度mPa.s
24h
170
3.21
残渣含量
残渣mg/L
516
助排性能
滤液表面张力mN/m
21.4
动态滤失与伤害
滤失系数C,m/
伤害率%
8.41
30.0
基质伤害
伤害率%
20.1-22.6
根据上述分析和实验结果，推荐压裂液的基本配方为：
基液配方：
0.35-0.4%GRJ+0.1%甲醛+2.0%KCL+1.2%稳定剂FG-9+0.02%FC-3B
+0.25%Na2CO3+0.01NaHCO3
破胶剂：
0.002%～0.010%～0.04%～0.08%
交联比：
100：
0.75～0.5
施工时在前置液中按锥型方式追加胶囊破胶剂NBA-101，加砂开始后，追加普通破胶剂过硫酸铵。
（5）防膨液体系优选
利用各断陷的岩心、岩屑，在页岩膨胀仪上进行室内实验，确定适合储层的防膨液体系,为地质特性相近的储层制定适应性强的防膨体系。
坨116井岩心防膨实验结果表
序号
配方
1h读数
8h读数
8h读数-1h读数
防膨率%
1
空白
0.5
1.66
1.16
2
2%氯化钾
1.79
1.88
0.09
92.2
3
2%TA-3+2%氯化钾
1.53
1.63
0.1
91.4
4
1%TA-3+2%氯化钾
1.43
1.52
0.09
92.2
5
0.5%TA-3+2%氯化钾
1.62
1.7
0.08
91.1
6
0.3%TA-3+2%氯化钾
1.68
1.8
0.12
89.7
2、清洁压裂液体系的研制和现场应用
小合隆地区、红岗阶地黑帝庙、明水组中浅层砂岩气藏储层温度低（25-45℃），水基压裂液破胶困难，固相残渣给支撑裂缝及壁面带来伤害问题。
2007年，针对低温气井易受污染的问题，研制了无残渣清洁压裂液体系，并在小合隆地区应用4口井5层，降低了储层伤害，压后产能与可对比井比较提高了35%。
（1）新型清洁压裂液体系的特点
（a）不需破胶剂且破胶彻底
地层产出的原油、凝析油或纯气体影响液体中的带电环境，会破坏微胞，液体因傲胞不再缠在一起而失去粘度；在地层水的作用下，清洁压裂液因稀释而降低了表面活性剂的浓度而粘度降低。
由于在压裂井里总有一种或这两种情况存在，因此不需要另加破胶剂。
（b）对地层污染小
清洁压裂液破胶后呈半透明液体，其水液粘度几乎为零，并且没有残渣，极易返排。
同时清洁压裂液不形成滤饼，其滤失速度是液体粘度和弹性的函数，滤失率基本不随时间变化；在地层渗透率低于5毫达西时，该粘弹性液体很难进入孔隙喉道。
实验表明清洁压裂液对地层污染远低于瓜胶聚合物压裂液。
（c）易于配制
由于不需要对聚合物进行水化，表面活性剂VES的浓度可在往盐水中添加的过程中不断计量，使搅拌筒单易行．不需要交联剂、破胶剂、或其它化学添加剂，消除了聚合物水化造成的变异和破胶剂的影响，也不需要大量的仪表和泵注系统，简单的操作是清洁压裂液的关键技术。
（2）60℃清洁压裂液体系配方
清洁压裂液是由粘弹性表面活性剂VES和盐水组成的无残渣、低污染的新型水基压裂液体系。
其配方如下：
2～3%SCF-2表面活性剂+盐水（3%KCl+0.1%NaOH+水）
（3）新型清洁压裂液体系的性能指标
（a）粘－温性能测定
配方：
中温3%VES+3.5%KCl+0.1%NaOH
Time（Min）
Temp（℃）
n'
K'
CoefDetn.（R^2）
Kv
K'Slot
Calc.40（1/S）
Calc100（1/S）
Calc170（1/S）
38
50
0.13
0.0761
0.982
0.069
0.08
158
72
45
49
60
0.25
0.0535
0.9939
0.049
0.058
173
87
58
58
70
0.25
0.0458
0.9562
0.042
0.05
151
76
51
67
80
0.19
0.0449
0.9182
0.041
0.048
118
56
37
（b）压裂液的剪切粘度恢复性
压裂施工时,压裂液通过井筒时处于高剪切状态，而当压裂液进入地层后在裂缝中又处于低剪切状态，这就要求所选压裂液具有良好的剪切恢复性，才能具有较大的粘度携带支撑剂。
（c）压裂液的滤失性能
清洁压裂液不形成滤饼，没有造壁性能，在地层渗透率低于5毫达西时，该粘弹性液体很难进入孔隙喉道。
（d）压裂液的破胶、水化性能
清洁压裂液水化破胶性能测试。
比例（体积比）
清洁压裂液VES:
水：
互溶剂
破胶液粘度
MPaS
表面张力
mN/m
25：
4：
1
0.81
28.5
50：
4:
1
1.17
20.7
1:
1：
0
7.32
35.8
1：
2：
0
1.58
40.2
（测试条件:
毛细管粘度计、表面张力仪；测试温度30℃；压裂液未破胶时粘度为137mPaS；破胶时间5-20分钟）
与烃接触破胶
压裂液量ml
烃加入量ml
破胶时间min
破胶液粘度mPaS
100
原油15ml
20
2.87
（测试条件:
毛细管粘度计、表面张力仪；测试温度60℃；压裂液未破胶时粘度为137mPaS；破胶时间5-20分钟）
（e）SCF高温清洁压裂液残渣含量的测定
与水接触破胶后残渣含量的测定
取50ml压裂液与水破胶后的破胶液呈透明略带乳白色的液体，经30min、3000r/min离心后，液体不分层，无沉淀残渣出现。
与烃接触破胶后残渣含量的测定
在试验中我们选择的烃为煤油。
当清洁压裂液中滴入煤油后，静置或轻微搅拌均可，明显可看到压裂液体系发生变化，最后油水分层，压裂液破胶，无沉淀残渣出现。
（f）清洁压裂液防膨性能测试
项目
防膨率%
2.5%KC1
66.8
清洁压裂液
80.5
由实验数据可以看出清洁压裂液具有较好的防膨性能。
（g）清洁压裂液对稠油的降粘试验
项目
体积比
粘度PaS
降粘幅度%
原油：
压裂液8：
1
1780
2.84
原油：
压裂液4：
1
100
94.54
原油：
压裂液1：
1
48.7
97.33
测试条件：
30℃下，RV30粘度计，170s-1，剪切时间30min。
原油粘度1832mPaS。
四、压裂工艺技术应用
1、“控水增气三步走”的压裂技术应用
小合隆中浅层砂岩气藏储层具有邻层砂体发育、含水饱和度高、隔层遮挡能力弱的特点，针对储层特点，确立控水增气三步走的技术路线：
第一，泥岩发育、隔层遮挡能力好，坚持大规模压裂工艺，最大限度提高裂缝导流能力、减少储层伤害；第二，隔层遮挡能力中等，坚持控高工艺与施工参数优化相结合的思路；第三，隔层不具备改造条件，坚持复合射孔或脉冲携砂射孔技术。
2007年该压裂技术现场应用15口井18层，压后获工业气流11层，建天然气产能20万方。
对比井储层物性及电性参数表
井号
层号
射孔井段m
电阻
（Ωm）
时差（μs/m）
自然伽马（API）
孔隙度（%）
K
（md）
Sw
（%）
电测
解释
起
止
厚
合6-2
18
830.4
835.5
5.1
40.18
271.8
51.85
13.27
18.99
59.97
气层
合6-4
10
773.6
769.0
4.6
30
240
75
16
14
53
气水层
对比井隔层参数表
井号
隔层类别
井段m
时差（μs/m）
自然伽马（API）
密度g/cm3
说明
起
止
厚
合6-2
泥岩
807.6
826.4
18.8
300
128
2.55
上隔层
泥岩
838.8
845.2
6.4
270
124
2.55
下隔层
合6-4
泥岩
755.4
769.0
13.6
232
102
2.67
上隔层
泥岩
773.6
785.2
11.6
220
89
2.58
下隔层
合6-2井18号层隔层泥岩较发育，具备大规模压裂的条件。
现场应用对比井压裂施工参数表
井号
层号
层位
井段
射厚
破压
施压
停压
砂量
砂比
液量
排量
合6-2
18
q3
830.4-835.5
5.1
17
14-20
8
25
32.1
98.5
2.6-2.8
合6-4
10
q3
773.6-769.0
4.6
17
16-20
10
12
38.5
51.4
2.0
现场应用对比井压裂施工曲线
合6-2井：
4.43×103m3气/少量水，返排率88%；
合6-4井：
2.45×103m3气/无产水，返排率81.5%。
对比井储层物性及电性参数表
井号
层号
射孔井段m
电阻
（Ωm）
时差（μs/m）
自然伽马（API）
孔隙度（%）
K
（md）
Sw
（%）
电测解释
起
止
厚
合11-4
8
1090.2
1091.0
0.8
107.39
191.61
120.32
0
0
27
干层
9
1091.0
1093.8
2.8
48.59
230.43
76.98
14.3
9.1
57
油气层
合11-3
11
1146.2
1142
4.2
99
267
60
18.6
71
62
气油层
对比井隔层参数表
井号
隔层类别
井段m
时差（μs/m）
自然伽马（API）
密度g/cm3
说明
起
止
厚
合11-4
泥岩
1080.4
1090.2
9.8
267
108
2.54
上隔层
泥岩
1093.8
1120.0
26.2
265
135
2.58
下隔层
合11-3
泥岩
1133
1142
9
232
87
2.67
上隔层
泥岩
1146.2
1150
3.8
220
89
2.58
下隔层
合11-4从测井曲线分析，8-9号层上下泥岩非常发育，具备很好的遮挡条件，可以保证人工缝长的有效延伸，7号层、10号层为干层，不存在邻层水问题。
合11-3下部储层为水层，因此需要控制规模改造。
现场应用对比井压裂施工参数表
井号
层号
层位
井段
射厚
破压
施压
停压
砂量
砂比
液量
排量
合11-4
8+9
q1
1090.2-1093.8
3.6
33
23-30
13
18
32.4
68.6
2.5-2.8
合11-3
11
q1
1146.2-1142
3.6
24
17-21
12.6
5
29.5
32.2
1.5
现场应用对比井压裂施工曲线
合11-4井：
少量气/无产水，砂面1097.55m/人工井底1116.5m，井筒沉砂18.95m，沉砂0.229m3；
合11-3井：
3.1×103m3气/5.9m3水；砂面1185.62m/人工井底1189.09m，井筒沉砂3.47m，沉砂0.042m3。
2、新型清洁压裂液体系现场应用情况
2007年，无残渣清洁压裂液体系在小合隆地区应用4口井5层，平均砂比达到29%，降低了储层伤害，压后产能与可对比井比较提高了35%。
清洁压裂液技术施工参数表
井号
层号
前置液量
携砂液量
支撑剂量
平均砂比
排量
破裂压力
施工压力
合6-6
15
24.8
78.9
20
25.3
2.6-2.8
18
30-40
21
17.3
54.1
15
23.4
2.6-2.8
23
合6-9
28
20
80.9
25
30.6
2.5-2.8
18
20-30
合11-2
17-18
15.4
39.7
10.07
23.5
2.2-2.5
合11-6
9~10
15
51
15
29
2.5-2.8
合11-2井17-18号层施工曲线
3、射孔、压裂及投产联作技术
为了加快天然气投产节奏，减少作业工序，减低作业成本，降低储层的污染，开展了气井施工工序优化技术研究，形成射孔、压裂、投产联作技术，单层射孔、压裂及投产管柱、双层射孔、压裂及投产管柱、单层压裂及投产管柱、双层压裂及投产管柱等系列化管柱，2007年现场应用射孔、压裂及投产联作技术12口井，减少作业成本24井次，经济效益43.2万元。
单层射孔、压裂及投产联作管柱：
双层压裂投产一体化管柱：
4、压后排液工艺技术
气井压后管理方法与储层特征的适应性对于液体返排及产能影响很大，应特别重视这一关键环节。
压裂液返排率的影响因素很多，如地层压力系数、破胶液性能、裂缝闭合时间等。
压后排液工艺要考虑上述影响因素，确定合理的排液措施和排液速度，控制裂缝支撑剂回流，减少储层伤害、保持裂缝高渗流能力。
中浅层砂岩气藏储层埋深800-1300m之间，储层闭合压力低于20Mpa，裂缝宽度比大于6，实验表明，当裂缝宽度比大于6时支撑剂充填层是不稳定的，排液时可发生支撑剂回流现象。
2007年，针对中浅层砂岩气藏压后出砂现象，成功研制了针对气井压后地层返砂的防砂剂--树脂陶粒技术，满足了不同温度、不同固化时间的需求，成功的在小合隆、双坨子及红岗地区中浅砂岩气藏应用了12口井18层，措施有效率100%。
使用树脂陶粒防砂技术同时结合优化压后排液制度可以有效控制裂缝支撑剂回流。
气井压后管理方法与储层特征的适应性对于液体返排及产能影响很大，应特别重视这一关键环节。
压裂液返排率的影响因素很多，如地层压力系数、破胶液性能、裂缝闭合时间等。
压后排液工艺要考虑上述影响因素，确定合理的排液措施和排液速度，控制裂缝支撑剂回流，减少储层伤害、保持裂缝高渗流能力。
中浅层砂岩气藏压后排液工作采用压后快速返排工艺，应用液体返排软件计算，确定了放喷时间、流量及压力等参数。
依据小合隆、双坨子及红岗地区地应力资料，确立了压后控制流量及压力放喷程序：
井口压力>15MPa，采用2mm油嘴放喷，放喷流量0.2-0.3m3/min；
井口压力处于[10，15]MPa之间，采用3mm油嘴放喷，放喷流量0.3-0.4m3/min；
井口压力处于[0，10]MPa之间,采用4mm油嘴放喷，放喷流量0.4-0.5m3/min；
一直放喷至井口压力为0时结束。
中浅层砂岩气藏通过压后排液工艺技术的合理应用，液体返排率为76.2%，压后无地层返砂现象。
五、项目取得的主要成果
1、项目取得的主要成果
（1）小合隆地区中浅层
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