长庆气田致密砂岩气藏压裂改造技术

地区 中区 东区 西区
苏里格气田各区块岩性数据对比表
层位
石英
碎屑组分（%） 岩屑
盒8
86.0
13.7
山1
85.1
14.8
盒8
79.1
20.7
山1
84.3
15.6
盒8
90.8
9.2
山1
86.5
13.2
长石 0.3 0.1 0.2 0.1 0.1 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。
0.1 0
苏里格气田典型井吼道分布
500
400
300
200
100
0 012345678 喉道半径（微米）
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。
盒8上
多层井占总井数百分比（%）
苏里格气田各区块多层井占总井数比例
50 40 30 20 10 0
试验井无阻流量
邻井平均无阻流量
水不溶物% 水溶性
9.65 3小时
8
0.92
6
1小时
4
4.76
5.78 3.24
7.21 4.2
破胶液粘度 ＜10mP.s
＜5mP.s
2 0
苏东38-61
苏东60-60
苏东44-38
5、机械封隔器分层压裂工艺
一次下入分压合采完井管柱，通 过投球座封，逐级打开滑套，实现多层 压裂，合层排液生产。 •两套分压管柱：Y241、K344 •两 种 适 用 规 格 ： 51/2″套管、7″套 管 •耐温能力：120℃，承受压差：70MPa •分压段数：51/2″套管井最高分压7段
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
近年气田新开发的压裂液体系
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
长庆气田致密砂岩气藏 多层多段压裂改造技术
二○一一年九月
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
一、基本概况
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%。
＜5mP.s
岩心伤害率 27.4％
18.3%
阴离子表面活性剂压裂液体系
（2）羧甲基低伤害压裂液 从提高压裂液稠化剂水溶性、降低稠化剂浓度的角度出发开展羧甲
基压裂液体系试验，应用29口井，见到较好效果。
评价内容
压裂液性能对比表
常规胍胶压 羧甲基低伤害
裂液
压裂液
苏里格东区羧甲基压裂液试验井效果
12
10.28 10
1
苏里格东区 苏里格中区 苏里格西区
2
3
4
5
6 （层）
盒8下 盒8下 山1 山1 山2
太原
马五4
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
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
（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
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%。
秦
吕 梁 山
岭
图例
天然气 储量面积
石油 储量面积
构造单元 区域断层
2.储层物性差，自然产能低
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，
鄂尔多斯盆地致密气典型井压汞曲线特征
1000
100
频率（个数） P(MPa)
孔喉结构差，启动压力高，单井产
10
量低。
1
•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
100
80
60
40
20
SHg(%)
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
二、直井多层压裂改造技术研究及试验
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。
岩心分析地应力大小
最大水平主应力 68.99 61.84 65.04
最小水平主应力 56.62 50.43 54.90
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。
导流能力 (um2.cm).
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/d。
评价内容
压裂液性能对比表
常规胍胶压 阴离子表活剂
裂液
压裂液
分子量
300万左右
700
表面张力 33.82 mn/m 28.21mn/m
大于临界 胶束浓度
球状胶束
网状冻胶
阴离子表面活性剂压裂液原理图
破胶液粘度 ＜10mP.s
气田 盒8 山1
岩心分析岩石力学参数
岩 性
围压 孔隙压力 杨氏模量
MPa MPa
×104MPa
泊松比
体积压缩系数 10-4 1/MPa
砂岩 57
28
1.84-3.42 0.2-0.4
1.425
砂岩 45
24
1.94-3.16 0.21-0.26
1.74
Biot系数 0.77 0.84
岩性 泥岩 砂岩 砂泥岩
长期导流能力μm2.cm
300
250
中密度陶粒长期导流能力
200
中密度陶粒短期导流能力
150
100
50
0
0
10Βιβλιοθήκη Baidu
20
30
40
50
60
70
闭合应力 MPa
300
中密陶粒
250
200
150
100
50
0 0
50 100 150 200 250 300 承压时间 h
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%。