杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术

贾光亮 邵彤 殷晓霞 姜尚明 徐文斯 王玉柱

贾光亮, 邵彤, 殷晓霞, 姜尚明, 徐文斯, 王玉柱. 杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 87-92. doi: 10.11911/syztjs.2018143
引用本文: 贾光亮, 邵彤, 殷晓霞, 姜尚明, 徐文斯, 王玉柱. 杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 87-92. doi: 10.11911/syztjs.2018143
JIA Guangliang, SHAO Tong, YIN Xiaoxia, JIANG Shangming, XU Wensi, WANG Yuzhu. Volumetric Fracturing with Mixed Water in Tight Gas Reservoirsin the Hangjinqi Block[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 87-92. doi: 10.11911/syztjs.2018143
Citation: JIA Guangliang, SHAO Tong, YIN Xiaoxia, JIANG Shangming, XU Wensi, WANG Yuzhu. Volumetric Fracturing with Mixed Water in Tight Gas Reservoirsin the Hangjinqi Block[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 87-92. doi: 10.11911/syztjs.2018143

杭锦旗区块致密气藏混合水体积压裂技术

doi: 10.11911/syztjs.2018143
基金项目: 

中国石化科技攻关项目“鄂尔多斯盆地大中型气田目标评价与勘探关键技术”(编号:P17009)资助

详细信息
    作者简介:

    贾光亮(1983—),男,河南洛宁人,2007年毕业于西安石油大学电信工程专业,2010年获西安石油大学油气井工程专业硕士学位,工程师,主要从事油气井(酸化)压裂方面的研究和技术服务工作。E-mail:jglly@126.com

  • 中图分类号: TE357.1

Volumetric Fracturing with Mixed Water in Tight Gas Reservoirsin the Hangjinqi Block

  • 摘要: 鄂尔多斯盆地杭锦旗区块存在致密气藏储层物性较差、单一裂缝无法有效扩大储层改造体积和压裂后初期产量低等问题,为解决这些问题,结合杭锦旗区块下石盒子组储层地质特征,按照“体积压裂”理念,分析了影响混合水体积压裂工艺效果的关键因素,优选了压裂液体系,并进行了施工排量及施工规模优化,形成了适用于杭锦旗区块致密气藏的混合水体积压裂技术。该技术采用滑溜水、线性胶和交联液等不同类型的液体进行交替压裂施工,在开启储层天然裂缝的同时形成了高导流主缝及复杂支缝,实现对储层的立体改造。该技术在杭锦旗区块现场应用了5口井,压裂后平均无阻流量为13.2×104 m3/d,增产效果明显。研究结果表明,致密气藏混合水体积压裂技术解决了杭锦旗区块单一裂缝无法扩大储层改造体积和压裂后产量低的问题,具有较好的推广应用价值。
  • 图  2  不同施工规模及排量对裂缝长度的影响

    Figure  2.  The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture length

    图  1  不同施工规模及排量对裂缝高度的影响

    Figure  1.  The effect of different fracturing scales and flowrates on fracture height

    图  3  JPH–A井压裂后测试曲线G函数分析结果

    Figure  3.  Analysis results of G-function test data after fracturing in Well JPH-A

    表  1  X井盒1储层部分井段全岩矿物组分及脆性指数计算结果

    Table  1.   Calculation results of the whole rock mineral composition and brittleness index of partial borehole section in He 1 reservoir of Well X

    井深/m 元素含量,% 矿物含量反演计算结果,% 脆性指数,%
    Na Mg Al Si P Co 石英 黏土 碳酸盐岩
    2 905.00 1.104 0.553 2.436 34.120 0.064 1.695 27.256 25.945 1.781 52.8
    2 912.00 0.263 0.454 2.200 33.557 0.076 1.726 28.726 25.772 3.764 55.7
    2 921.00 0.864 0.463 1.727 37.158 0.094 2.158 44.095 13.387 76.7
    2 925.00 1.585 0.845 7.693 21.972 0.138 7.016 42.617 20.415 0.354 67.7
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    表  2  盒1储层工程地质参数

    Table  2.   The engineering geological parameters of He 1 reservoir

    岩性 杨氏模量/GPa 泊松比 最小水平主应力梯度/
    (MPa∙m–1
    最大水平主应力梯度/
    (MPa∙m–1
    储隔层应力差/
    MPa
    水平最大、最小主应力差/
    MPa
    砂岩 28.2~30.3 0.20~0.21 0.017~0.018 0.019~0.022 2.8~3.5 6.7~11.6
    泥岩 22.8~25.5 0.24~0.26 0.018~0.020 0.021~0.024
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    表  3  目标区气井水平段成像测井裂缝解释结果

    Table  3.   Image logging fractures interpretation results of horizontal section in gas wells in the target area

    深度/m 裂缝类型 倾角/(°) 走向/(°)
    3 751.51 高导流缝 55.66 353.20
    3 756.67 高导流缝 54.31 328.10
    3 769.84 高导流缝 59.77 194.90
    3 798.88 高导流缝 68.69 205.10
    3 805.43 高导流缝 55.63 11.77
    3 809.63 高导流缝 39.15 346.70
    3 810.76 高导流缝 58.07 31.32
    3 824.81 高导流缝 83.13 354.50
    3 978.55 高导流缝 72.23 179.40
    4 137.44 高导流缝 64.15 169.90
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    表  4  相同施工规模条件下不同压裂方案的压裂效果模拟结果

    Table  4.   Simulation comparison of fracturing parameters under different fracturing schemes and the same scale

    压裂方案裂缝长度/m支撑缝长度/m裂缝总高度/m支撑缝高度/m支撑剂浓度/(kg∙m–2无因次导流能力
    方案1209.20206.8040.2039.7215.6612.31
    方案2245.10245.1064.8064.081.931.58
    方案3247.50247.5063.9663.844.194.53
    方案4238.70235.7058.2057.485.715.66
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    表  5  不同施工规模及排量下裂缝参数模拟结果

    Table  5.   Simulation results of fracture parameters under different fracturing scales and flowrates

    排量/
    (m3∙min–1
    不同施工规模下的裂缝高度/m不同施工规模下的裂缝长度/m
    200 m3300 m3400 m3600 m3800 m31 000 m3200 m3300 m3400 m3600 m3800 m31 000 m3
    222.1631.4735.3940.2950.5954.2668.3869.9097.3373.3380.1986.29
    422.6232.6736.3543.2149.5853.2683.3197.79114.1782.1785.2287.50
    624.5633.3838.2946.1352.2554.95103.58116.92122.6396.7295.5896.34
    825.0034.8040.4448.2856.1360.05135.28134.14122.33127.28118.14114.71
    1026.4236.4744.0751.1860.0064.16163.17132.69121.26154.02143.36136.50
    1228.0937.1652.3560.2065.1068.04172.01137.34120.57178.86162.10157.15
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    表  6  5口井的混合水体积压裂现场试验效果

    Table  6.   Field test results of volumetric fracturing with mixed water in 5 wells

    井号层位工艺压裂段数入地液量/m3加砂量/m3排量/(m3∙min–1油压/MPa返排率,%无阻流量/(104m3∙d–1
    JPH–A盒1裸眼封隔器+连续油管83 110.4346.84.1~4.615.230.1618.68
    JPH–B盒1固井+连续油管82 892.8361.32.0~4.615.685.6010.56
    JPH–C盒2投球滑套95 427.4457.56.0~7.014.640.5825.11
    JPH–D盒1投球滑套52 915.2304.45.9~6.13.2111.991.92
    JPH–E盒1投球滑套114 997.9568.55.9~6.013.852.249.47
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出版历程
  • 收稿日期:  2018-06-12
  • 修回日期:  2018-11-27
  • 网络出版日期:  2019-01-11
  • 刊出日期:  2019-03-01

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