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致密气开采难题 斯伦贝谢有何应对之策?

致密气开采难题 斯伦贝谢有何应对之策?

当前众多油气公司着力提升自身技术水平,努力提高致密气藏的最终采收率。国际油服巨头斯伦贝谢近些年不断增加致密气藏开发技术研发的资金投入,在同类公司竞争中独占鳌头。接下来,石油圈为您详细介绍斯伦贝谢致密气开采的纤维基压裂液技术,同时也简单罗列了其他致密气开采技术。

目前,许多石油公司都在致力于开发低渗透致密气藏,这种非常规能源的开发是一个快速增长的市场。然而,低渗透致密气藏的有效开发需要高效的开采方式来提高经济效益。最近,斯伦贝谢也加大了对致密气藏开采的资金投入和研发工作,努力成为行业内该方向的领跑者。

纤维基压裂液技术

水力压裂技术应用过程中,流体粘度会持续下降直至低于悬浮支撑剂的临界阈值,此时,压裂液的携砂能力不足,支撑剂在混合液中快速沉淀、聚集在井周裂缝的底部,降低裂缝的导流能力,从而抑制气井的生产能力。

在滑溜水压裂技术应用过程中,基液粘度是不足以携带支撑剂的。该技术结合传统交联液应用于致密气藏的开发时,设计的压裂液在泵送后不久就会发生破胶。裂缝系统会保持数小时的张开状态,但是低粘度的流体却不足以悬浮支撑剂。

什么是纤维基压裂液?

为克服上述难题,延长支撑剂的悬浮时间,斯伦贝谢采用新型纤维基压裂液(FiberFRAC)作为致密气压裂主剂,有效地改善了上述难题。纤维压裂技术的工艺原理是在压裂液中加入纤维类物质,使石英砂等支撑剂在压裂过程中保持悬浮状态,改善裂缝闭合时的支撑效果,有些纤维结构可在压裂结束后自动溶解,从而进一步提高裂缝的导流能力。

该技术减弱了支撑剂输送过程中流体黏度变化的影响,该纤维类物质在压裂液中形成纤维网络,不仅可以通过机械手段输送,并且还可以悬浮和置放支撑剂。由于支撑剂的输送不再依赖压裂液的黏度,因此可以调节压裂液的流变性质来优化裂缝的尺寸。如果我们担心裂缝宽度的增加,那么,在高温条件下就可以使用低黏度的压裂液,同时也能满足输送支撑剂的要求。

除了增加裂缝的高度之外,由于减少了聚合物的加量,支撑剂充填层的裂缝导流能力也得到显著提高。实验室研究表明:减少40%的聚合物加量可使裂缝的渗透率提高24%。分析其原因为:当减少聚合物的使用量时,所形成的有效支撑裂缝半长更大,从而更有利于提高油气产量。

纤维基压裂液的温度适用范围

纤维基压裂液技术适用的井况温度范围为60℃~173.9℃,北美80%的致密气藏的温度均处于该温度区间内。结合室内理论试验和现场实践结果,该技术应用在水力压裂井中可提高支撑剂的分布情况,进一步增强了裂缝系统导流能力,从而提高了后续气井的产能。

现场实践表明,纤维(或光纤)类物质不会削弱支撑剂充填层的裂缝导流能力。近日,该新型技术在北美致密气藏单井中的应用结果表明,与传统压裂技术相比,其在提高气井产能方面的作用尤为显著。

纤维基压裂液的适用条件

1.致密气藏的水力压裂井;
2.裂缝闭合时间较长的低渗地层;
3.温度区间为60℃~173.9℃的地层;
4.滑溜水压裂作业;
5.交联聚合物压裂作业。

纤维基压裂液的优缺点

纤维基压裂液的优点:

1.提高单井的油气产能;
2.增强透镜体致密气藏的泄油效率;
3.提高支撑剂充填层的渗透率;
4.尽可能的提高裂缝导流能力;
5.更小的裂缝宽度增长;
6.良好的悬砂性能,提高支撑剂运至裂缝尖端的比例,改善裂缝导流能力;
7.避免支撑剂过早沉降,改善裂缝闭合时支撑剂半充填造成的效率低下问题;
8.设备需求简单,成本优势显著。

纤维基压裂液的缺点:

该技术的不足之处在于纤维聚合物较清水压裂对储层造成的损害较大,压裂质量控制方面有待完善。

纤维基压裂液的应用特征

1.该技术减弱了支撑剂输送过程中流体黏度变化对压裂造成的影响;
2.纤维降解期间可增强支撑剂的分布情况;
3.可使用低粘度的压裂液;具有广域的适用温度范围;
4.较低的聚合物添加量。

纤维基压裂液的技术规范

1.适用温度区间:低温纤维类物质的适用温度范围为60℃~93.3℃;高温纤维类物质的适用温度范围为93.3℃~173.9℃;
2.压裂液配伍性:低温纤维类物质可与硼酸盐交联液、ClearFRAC族不添加聚合物压裂液以及锆酸交联液相配伍;高温纤维类物质可与硼酸盐交联液、ClearFRAC族压裂液以及锆酸交联液相配伍;
3.支撑剂配伍性:可与所有目数的石英砂、预塑化树脂涂敷支撑剂、中等强度支撑剂以及铝土矿陶粒等支撑剂相配伍;
4.增能配伍性:适用于所有注氮气情况及部分注二氧化碳情况;
5.地层水条件:耐矿化度20000毫克/升;耐镁离子浓度为8000毫克/升。

斯伦贝谢其他致密气开采技术

1.通道压裂技术

通道压裂技术是通过专业操控系统和混配设备将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下,泵送完成后支撑剂收缩成柱,保持裂缝开启,高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接。压裂液中除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料,用以防止泵注时支撑剂分散,提高携砂、悬砂能力。

清水压裂技术虽然可以增强支撑剂的强度,提高裂缝导流能力,却无法避免支撑剂堆积和脱砂导致的导流能力下降。然而,通道压裂技术整合了填砂、导流和质量控制的技术,具有成本低、采收率高以及应用范围广等优点,油气不通过充填层,不受支撑剂渗透性的影响,增加了裂缝的有效长度,从根本上改变了裂缝导流能力。此外,这种技术还可以减少裂缝壁面的伤害,避免了支撑剂压扁、粉碎、流体伤害对裂缝导流的影响。提高了压裂液回收比率,增加了水力裂缝有效半长,大幅增加了油气产量。

2.多级压裂技术

我们应用压裂或完井设备来增大井筒与目标储层的沟通面积,实现单井产能的提高。

连续油管压裂技术:套管串下入井内;固井;下入连续油管、第一级进行射孔压裂;下入桥塞和射孔枪,之后进行压裂;按顺序完成剩余级数;钻磨桥塞后生产。冲击气储以形成更长、更清洁的射孔。

多级压裂增产技术:与传统型段塞—射孔技术相比,该技术可减少安装时间、作业风险与操作成本,并可快速提高单井产能。

PerfFRAC页岩气动态液体转向技术:将射孔枪与套管组装在一起后入井,利用高效的压裂增产作业来提高页岩气藏的潜能。

3.ThermaFOAM高温CO2泡沫体系压裂液

ThermaFOAM高温CO2泡沫体系压裂液是一种新型的化学剂体系,主要用于衰竭地层,以提高压裂液的返排率,进而提高压后产量,适用于井底温度为93℃~149℃的待压裂作业井。该压裂液通过利用CO2与聚合物间的相互作用形成稳固的泡沫体系,与常规压裂液体系相比,它可降低聚合物的添加量,最多可降低50%。

该新型压裂液体系不但显著降低了聚合物的添加量,并且体系中无需添加交联凝胶,还可提高压后单井产能。因此,该体系的裂缝内支撑剂充填层的清除效果较好。

与常规压裂技术相比,ThermaFOAM高温CO2泡沫体系压裂液技术的应用可使单井实现快速增产,提高经济效益。

4.UltraMARINE海水基压裂液

UltraMARINE海水基压裂液可以简化全球海上平台的压裂作业程序,并且,其可使用淡盐水,这有利于油气公司在淡水资源匮乏地区进行压裂作业。

UltraMARINE海水基压裂液可在井底条件下表现出最佳的粘度以改善压裂作业过程中流体的性能。压裂液具备较高的热稳定性,适用温度为79.4℃~162.7℃。

UltraMARINE海水基压裂液主要用于海上压裂作业,通过控制压裂液的PH值,可有效抑制液体结垢,降低产生杂质的风险。根据测试结果,该体系高耐矿化度水,即使矿化度超过100000ppm,体系的性能依然保持良好。

5.新型微地震检测系统设备

StimMAP水力压裂绘图系统配备了一流的地震检波器加速计和超低噪音的电子设备,在工业中拥有最宽的信号检测能力。该系统可用于监测水力压裂时发射在地表或近地表的实时小型微地震信号。整个软件可提供地层裂缝系统的建模、勘测设计、微地震检测与定位、不确定性分析、数据集成以及可视化解释图像。计算机成像可以帮助工程人员更清楚地了解诱发裂缝延伸的时间和空间信息,通过微地震数据还能详细了解所处理地层的重要地质信息。通过将利用StimMAP服务绘制的裂缝图与压裂设计和评估软件模拟结果相比较,可为后续增产作业提供有价值的信息。从中获得的经验教训可以帮助作业公司优化油气井增产措施的成本,并为钻探新井提供一定的参考。

译者/姚园  编辑/魏亚蒙

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