【假一罚四】川西致密砂岩气藏增产技术杨克明[等]著9787030344090

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作者: 杨克明[等]著
出版社: 科学出版社
ISBN: 9787030344090

出版时间: 2011-06
装帧: 精装
开本: 16开

作者: 杨克明[等]著
出版社: 科学出版社

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目录
序
前言
第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术
第一节工程地质背景和特征
一、工程地质背景
二、工程地质特征
第二节渗流特征
一、产气率、产水率与含气饱和度、含水饱和度关系
二、岩心应力敏感特性
三、近井地层水锁效应
四、启动压力梯度及可流动含水饱和度测试
第三节压裂伤害机理及其实验分析
一、伤害机理定量模拟
二、压裂液固体物伤害
三、压裂液水锁伤害
四、压裂液返排伤害实验分析
五、压裂优化设计伤害机理实验分析
第四节储层改造难点与增产关键技术
一、致密砂岩气藏储层改造难点
二、致密砂岩储层增产关键技术
第二章压裂优化设计
第一节低伤害压裂优化设计
一、低伤害压裂基本理论
二、压裂材料的选择原则
三、压裂方案的优化
第二节测试压裂与压裂设计
一、测试压裂技术
二、压裂施工设计
第三章低伤害压裂材料
第一节压裂液
一、压裂液概述
二、压裂液添加剂
三、压裂液优化技术
四、低伤害压裂液体系
第二节支撑剂
一、支撑剂类型
二、支撑剂物理性能
三、支撑剂导流能力
四、支撑剂优选
第四章浅层、中深层侏罗系储层压裂工艺
第一节大型压裂技术
一、大型压裂的必要性与可行性
二、大型压裂工艺
三、应用效果
第二节多层压裂技术
一、多层分层压裂必要性和可行性
二、多层分层压裂工艺
三、应用效果
第三节斜井压裂技术
一、斜井压裂的特点
二、斜井压裂工艺
三、应用效果
第四节水平井压裂技术
一、水平井压裂的必要性
二、水平井压裂裂缝优化
三、水平井分段压裂工艺
四、水平井压裂工艺配套技术
五、应用效果
第五节高效返排配套工艺
一、高效返排措施
二、应用效果
第五章深层、超深层须家河组储层改造工艺
第一节高破裂压力储层改造工艺
一、地应力剖面分析及破裂压力预测
二、异常高破裂压力成因及对策
三、高应力储层复合改造工艺
第二节超高压大型加砂压裂工艺
一、超高压压裂井口装置与压裂设备
二、超高压压裂关键技术
三、超高压压裂技术关键
四、超高压压裂应用实例
第三节网络裂缝酸化工艺
一、大型网络裂缝酸压工艺适用条件
二、大型网络裂缝酸压酸液体系研究
三、大型网络裂缝酸压应用实例
参考文献

内容摘要
第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术
川西气田地质背景复杂，赋存的浅层蓬莱镇组透镜状近致密砂岩气藏、中深层沙溪庙组似层状致密砂岩气藏、深层超深层须家河组层状块状超致密砂岩气藏的工程地质特征、天然气渗流特征、水力压裂伤害机理特殊，对储层增产技术有“压得开、进得去、撑得起、出得来、排得尽、稳得住”的高要求，需要采用低伤害压裂液体系和大型压裂工艺、多层分层压裂工艺、水平井分段压裂工艺、超高压压裂工艺等增产关键技术，才能实现川西致密砂岩气藏的规模勘探开发。
第一节工程地质背景和特征
一、工程地质背景
川西拗陷是四川盆地西部晚三叠世以来形成的前陆盆地，北接西秦岭褶皱带，西以龙门山断裂带为界，南接峨眉、瓦山断块，东与川中隆起平缓相接。主要经历了印支、燕山、喜马拉雅三大构造运动的作用，在构造应力的作用下，特别受西侧龙门山推覆带的影响，形成了众多的压性、压剪性断裂。川西拗陷划分为三个构造带，即龙门山前陆冲断带、川西前陆拗陷带、龙泉山前陆隆起带。由于这三大构造运动对该区的作用强烈程度、方向不同，形成了一系列不同方向和规模的逆断层，特别是延伸较长、规模较大、对区域构造具有控制作用的大断裂。整个中、新生代，在区域上升的背景下，川西拗陷一直是四川盆地中相对明显的沉降部分：上三叠统在地台上为退覆沉积；侏罗系为河、湖相；白垩系与古近系既见巨厚的风成砂体，也有含盐沉积；第四系主要为冲积洪积砂砾层；现今地表为白垩系、古近系、新近系和第四系覆盖。
川西拗陷陆相地层经历早印支运动、安县运动、晚印支运动、燕山运动、喜马拉雅运动、新构造运动等多次构造运动，发生了早期圈闭规模成藏、盆地定型圈闭规模成藏、构造复合破裂运移次生成藏、SN向断裂破坏油藏四次成藏变化，具有上三叠统须家河组（T3x）五段与下侏罗统（J1）角度不整合界面、千佛崖组（J2q）与沙溪庙组（J2x+J2s）角度不整合界面、遂宁组（J3sn）与蓬莱镇组（J3p）平行不整合界面、蓬莱镇组与剑门关组（K1j）平行不整合界面等九个运动界面，以及中上三叠统、中下侏罗统上侏罗统遂宁组、上侏罗统蓬莱镇组白垩系、新近系第四系四个构造层，地质背景复杂（郭正吾，1996；郭新江等，2012）（图1.1、表1.1）。
二、工程地质特征
（一）含气地质特征复杂多样
1.满盆富砂、满拗含气、气田连片分布
四川盆地满盆富砂、川西拗陷满拗含气、川西拗陷中段气田连片分布，目前已发现了新场、马井、洛带、新都、东泰、合兴场、孝泉等大、中、小型气田以及大邑、丰谷等含气构造（图1.2）。
2.纵向含气层位多、深度跨度大
川西气田纵向含气层位多、深度跨度大（图1.3）。以新场气田为例，自上而下在下白垩统剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组，上三叠统须家河组等7个层位50余套砂组均有天然气分布；主力气藏为浅层蓬莱镇组气藏、中深层沙溪庙组气藏、深层须家河组气藏，埋深从200m到5300m，跨度可达5100m。各砂层纵向呈串珠状叠置，平面上呈块状或带状展布，具备优越的立体开发条件。
3.纵向储层物性差异大、横向非均质性强
储层岩性以中细砂岩为主，粗粉砂岩、砾岩次之。纵向储层物性存在由浅往深呈常规―近致密―致密―极致密的变化趋势。白垩系、蓬莱镇组属中低孔、常规近常规储层，孔隙度平均大于10%、渗透率平均大于1×10-3mm2；遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、须四段上部储层属中特低孔、近致密致密储层，孔隙度一般为5%~10%、渗透率一般为0.1×10-3~1×10-3mm2；须四下亚段储层、须二段储层属特低孔、致密超致密储层，孔隙度一般为2%~4%、渗透率为0.001×10-3~0.1×10-3mm2。由于成岩作用及沉积微相的差异，储层物性横向非均性强，平面上存在相对高渗带不均匀分布的特征。
4.储集类型多样
储集类型既有孔隙型储层，也有裂缝型储层；同时还有裂缝孔隙型储层和孔隙裂缝型储层。以新场气田为例，中浅层以孔隙型储层为主，裂缝孔隙型储层次之，少数为裂缝型储层；深层须四段气藏以孔隙型为主，裂缝型和裂缝孔隙型次之；超深层须二段气藏以裂缝孔隙型为主，裂缝型和孔隙型次之。
5.纵横向储层敏感性特征存在差异
碱敏性：洛带气田蓬莱镇组、遂宁组及新场气田须四、须二段表现为无―弱―中，合兴场气田、马井气田蓬莱镇组、新都气田遂宁组、新场气田沙溪庙组表现为中等，新场气田蓬莱镇组、千佛崖组和大邑构造须三、须二段表现为中―强。
水敏性：马井气田蓬莱镇组、洛带气田遂宁组、新场气田须二段表现为无―弱―中偏弱，其余气田（含气构造）层位表现为中―强。
速敏性：蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组及新场气田须二段均表现为无―弱―中，新场气田千佛崖组、须四段及大邑构造须三、须二段表现为中―强。
酸敏性：洛带、新都气田遂宁组和新场气田须四、须二段表现为无―弱，马井、洛带气田蓬莱镇组表现为弱―中偏强，合兴场、新场气田蓬莱镇组、新场气田沙溪庙组、千佛崖组及大邑构造须三、须二段表现为中―极强。
图1.3 新场气田气藏分布情况
盐敏性：马井、合兴场气田蓬莱镇组、洛带气田蓬莱镇组和遂宁组、新场气田须四、须二段表现为无―弱―中，新场气田沙溪庙组表现为中等，新都气田蓬莱镇组表现为强。应力敏感性：新场气田千佛崖组、须四、须二段及大邑构造须三、须二段储层表现为
中―强，其余气田（含气构造）层位均表现为较弱。
6.纵向储层地温差异大
气藏纵向深度跨度大，导致浅、中、深层地温差异大。浅层白垩系、蓬莱镇组气藏地
温约为25~57℃，中深层遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组气藏地温为47~85℃，深层须家河组气藏地温为85~140℃。7.纵向地层水水型多样、矿化度差异大
纵向地层水水型多样，包含Na2SO4、NaHSO4、CaCl2水型；其中以CaCl2水型为主体的气藏居多，仅新场气田蓬莱镇组、洛带气田遂宁组气藏以Na2SO4水型为主，NaHSO4、CaCl2水型次之。地层水矿化度差异较大，从浅至深，地层水矿化度为0.1~116g／L，深层较中浅层矿化度偏高，各气藏内部矿化度也存在较大差异。
8.气藏类型多样
气藏类型主体存在两种：层状、块状砂岩有水气藏和透镜状、似层状砂岩无水气藏。
第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术
中浅层多属无边底水弹性气驱透镜状、似层状砂岩气藏，开采中多数井不产水或产少量地层水（主要是残余地层水）；深层须家河组多属层状、块状砂岩有水气藏，新场气田须二段气藏属层状砂岩边水气藏、合兴场气田须二段气藏属块状砂岩底水气藏。
9.沉积特征、储层特征、开采特征复杂
具有多物源、近物源、矿物及其结构成熟度低和沉积相带变化快等沉积特征；具有非均质、泥质含量高、低孔渗、高毛管压力、高含水饱和度等储层特征；具有纵向多层叠置储量动用不均衡、存在启动压力梯度、渗流规律不遵循达西定律、异常高压弹性能量小、产量和压力下降快、稳产期末产出程度低，相对优质储层发育是稳产的基础、天然裂缝发育是高产的关键、天然裂缝不发育的气井自然产能低依靠压裂改造投产才具备工业开采价值等开采特征。
（二）岩石力学参数特征差异大
由于埋藏深度跨度大、岩石致密化程度不同、岩石矿物组分、胶结成分、结构面差异及地下温度、压力、天然裂缝等多种因素影响，岩石力学参数纵横向非均质性强，存在较大特征差异。
1.抗张强度
抗张强度一般为2~10MPa，须四段以浅储层平均在6MPa左右，须二段储层较大，平均在9MPa左右。2.抗压强度地层条件下干岩样测定表明，新场、马井气田蓬莱镇组砂岩抗压强度为55~156MPa，
新都气田遂宁组砂岩为256MPa，新场气田沙溪庙组砂岩为114~329MPa、泥岩为61~219MPa，新场气田须家河组砂岩为108~392MPa、泥岩为100~300MPa；饱和水地层条件下测定，大邑构造须家河组砂岩为176~575MPa、泥岩为64~248MPa。由于岩石类型、岩石组构、实验温度、围压条件等差异，同地区同层位同岩类间抗压强度值均存在较大差异；相对而言，须家河组砂岩三轴抗压强度最高，遂宁组砂岩次之，其余层位、岩类相对较低。
3.内聚力
中浅层内聚力相对较小，一般为7~33MPa，深层须家河组相对较大，为20~50MPa。
4.内摩擦角
新场气田蓬莱镇组砂岩内摩擦角为35°~44°，马井气田蓬莱镇组砂岩为26°~33°，新场气田沙溪庙组砂岩为16°~24°，新场气田须家河组砂岩为17°~43°，大邑构造须家河组砂岩为41°~45°。
5.杨氏模量
不同围压条件下，杨氏模量测值差异较大，且随着围压增加而增大。在模拟地层条件下（10~30MPa围压）测定，新场气田蓬莱镇组砂岩杨氏模量为10~29GPa，马井气田蓬莱镇组砂岩约为13GPa，新都气田遂宁组砂岩为32GPa，新场气田沙溪庙组砂岩为26~53GPa，新场气田须家河组砂岩为10~50GPa、粉砂岩为20~50GPa、泥岩为21~28GPa；在120MPa围压下测定，新场气田须家河组砂岩杨氏模量可达70GPa；大邑构造须家河组在饱和水模拟地层条件下测定，砂岩为20~50GPa、泥岩为23~40GPa。
6.泊松比
在干岩样模拟地层条件下（10~30MPa围压）测定，新场气田蓬莱镇组砂岩泊松比为0.14~0.38，马井气田蓬莱镇组砂岩为0.23~0.31，新都气田遂宁组砂岩为0.12~0.25，新场气田沙溪庙组砂岩为0.12~0.44；新场气田须家河组砂岩地层条件下为0.20~0.33；在岩样饱和水模拟地层条件下测定，大邑构造须家河组砂岩为0.17~0.40、泥岩为0.20~0.33。
（三）地应力场特征
地应力大小及状态：主体均表现为σH＞σV＞σh，即三轴应力状态为水平最大主应力大于垂向主应力大于水平最小主应力；且地应力值随深度增加而增大，深层明显较中浅层应力值大（图1.4）。现今地应力方向：最大水平主应力方向为NW―NWW，最小水平主应力方向为NE―NNE，各区块层位地应力方向发生一定偏转。以新场为例，浅层蓬莱镇组最大水平主应力方向主体为SE95°~105°，最小水平主应力方向主体为NE5°~15°；中深层沙溪庙最大水平主应力方向为SE120°~150°，最小水平主应力方向为NE30°~60°；深层须家河组最大水平主应力方向为SE100°左右，最小水平主应力方向为NE10°。
图1.4 川西典型井地应力剖面图
（四）地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力特征
1.地层孔隙压力特征
（1）纵向整体上为异常高压
马井、孝泉、新场、合兴场气田，从浅层蓬莱镇组到深层须家河组，地层压力梯度整体上都大于1.4MPa／100m，尤其进入沙溪庙组以后，地层孔隙压力梯度大于1.6MPa／100m，在须家河组中上部地层孔隙压力梯度可达1.9MPa／100m以上，异常高压特征明显。
第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术?   11?
（2）纵向上分带特征明显
除西南部大邑构造、东南部洛带气田外，川西气田地层孔隙压力在纵向上具明显的4个压力段分带特征［图1.5（a）］：正常地层压力段，地表至蓬莱镇组上部，地层孔隙压力梯度小于1.2MPa／100m；升压过渡段，蓬莱镇组中部至白田坝组底部，地层孔隙压力梯度为1.2~1.8MPa／100m；异常高压稳定段，须家河组须五至须三段，地层孔隙压力梯度为1.7~2.0MPa／100m；异常高压降压段为须二段，地层孔隙压力梯度为1.5~1.7MPa／100m。而西南部大邑构造、东南部洛带气田，纵向上地层孔隙压力具三分带特征，自上而下呈常压―高压―常压变化趋势；以大邑构造为例［图1.5（b）］，须家河组以上地层为常压地层，地层孔隙压力梯度在1.20MPa／100m以下；须五须三段大砂体以上为相对高压段，地层孔隙压力为1.15~1.33MPa／100m；须三段大砂体以下主体属常压地层，局部存在高压地层。
图1.5 川西气田典型井地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力剖面
?   12?川西致密砂岩气藏增产技术
（3）横向上区域差异明显
川西气田地层孔隙压力具有由南向北、由西向东逐步增高的趋势。如处于西南的大邑构造纵向地层孔隙压力以常压型为主，局部高压；位于东北的马井、孝泉、新场、合兴场气田，地层孔隙压力以高压异常高压型为主，而东南部龙泉山斜坡带上的洛带及新都气田，地层孔隙压力以常压微超型为主（表1.2）。
表1.2 川西气田地层孔隙压力梯度统计表（单位：MPa／100m）
气田气藏马井孝泉新场合兴场大邑洛带
蓬莱镇组1.2~1.51.2~1.41.0~1.51.1~1.41.05~1.111.00~1.15
遂宁组1.4~1.61.4~1.71.4~1.61.2~1.51.05~1.111.10~1.15
上沙溪庙组1.5~1.651.6~1.81.6~1.81.5~1.71.10~1.151.15~1.25
下沙溪庙组1.5~1.751.7~1.91.6~1.91.7~1.91.11~1.16
千佛崖组1.5~1.81.7~1.81.7~1.81.8~1.91.11~1.15
白田坝组／自流井组1.5~1.81.8~1.91.8~1.91.8~1.91.11~1.15
须家河组五段1.8~1.91.8~2.01.8~2.01.8~2.01.15~1.351.25~1.30
四段1.7~1.91.7~1.91.7~1.91.7~1.91.25~1.351.20~1.25
三段1.6~1.81.8~1.91.8~1.91.7~1.91.18~1.301.30~1.35
二段1.4~1.51.6~1.71.6~1.71.5~1.71.05~1.231.25~1.30
2.地层坍塌压力特征
1）地层坍塌压力纵向上随深度增加而增加，且具有明显分带特征。以新场气田为例，地表至蓬莱镇组中上部，地层坍塌压力梯度为0~1.0MPa／100m，属低坍塌压力地层；蓬莱镇组下部至白田坝组，坍塌压力梯度为1.0~1.5MPa／100m，属中等坍塌压力地层；须五段至须三段，坍塌压力梯度为1.0~1.96MPa／100m，属高坍塌压力地层，地层坍塌风险较大；须二段坍塌压力有所下降。
2）地层坍塌压力普遍低于孔隙压力，局部存在坍塌压力大于地层孔隙压力段（须二段上部泥岩段）。因此，在常规钻井液设计中一般可不考虑地层应力坍塌问题。
3.地层破裂压力特征
以新场气田为例，蓬莱镇组中上部以浅地层破裂压力梯度较低，为2.2~2.4MPa／100m；蓬莱镇组下部至须家河组上部地层破裂压力梯度相对较高，为2.3~2.7MPa／100m；须四段底部至须二段地层破裂压力梯度变化幅度较大，可低至2.0MPa／100m，也可高至3.0MPa／100m以上。同时，由于地层岩石强度的非均质性强，现场施工取得的破裂压力具有较为明显的构造差异性与层间差异性。
4.安全密度窗口特征1）浅部地层安全钻井液密度窗口较宽，深部地层较窄。原因主要是浅层和深层破裂压力梯度变化小，但深部地层坍塌压力及孔隙压力都明显高于浅部地层。2）安全钻井液密度窗口的上限为地层破裂压力当量密度值。如果采用控压钻井，则下限为坍塌压力当量钻井液密度值；如果不采用控压钻井，除部分井段外，安全钻井液密
第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术?   13?
度窗口的下限为地层孔隙压力值，安全窗口相对较窄。
（五）岩石硬度、塑性系数、可钻性
1.岩石硬度
地层岩石硬度分布在66.28~2888MPa区间，中浅层岩石硬度多为200~500MPa，深层须家河组岩石硬度多在1000MPa以上，大邑须二段最高可达2900MPa左右，地层岩石硬度总体随深度增加而增大。
2.岩石塑性系数
地层岩石塑性系数为1~3，岩石塑性系数小于2的占80%，按塑性系数分级标准，地层具有脆低塑性特征。
3.岩石可钻性
蓬莱镇组须家河组五段地层岩石可钻性级值均值在4~6区间，属软中硬地层；须家河组三、四段可钻性级值均值增大，属中硬硬过渡型，须二段增大至8以上，属硬地层。
第二节渗流特征
致密砂岩气藏与常规气藏相比，其渗流机理极其复杂，表现出较强的非达西渗流规律。通过对致密气藏进行专门的特殊渗流实验评价，包括岩心储渗特性实验测试、水两相渗流特征实验、岩心应力敏感性实验、长岩心驱替水锁效应实验测试、可流动含水饱和度及启动压力梯度测试等，揭示致密砂岩气藏特殊渗流机理。
一、产气率、产水率与含气饱和度、含水饱和度关系
通过新场气田沙溪庙组气藏沙二1、沙二3储层岩心储渗物性测试，进行了气水两相相对渗透率测试（图1.6、图1.7）。实验所用气体为标准氦气，水样为X888井地层水。
图1.6 CX380井沙二31?9／45岩心相对渗透率图1.7 CX160井沙二12?24／53岩心相对渗透率
在渗透率为0×10-3~1.0×10-3mm2的范围内，给定不同的标准化水相饱和度S-w值，计算出标准化相对渗透率曲线数据，见表1.3和图1.8。
?   14?川西致密砂岩气藏增产技术
表1.3 标准化相对渗透率曲线数据
S-wK-rw／10-3mm2K-rg／10-3mm2Sw／10-3mm2Krw／10-3mm2Krg／10-3mm2
0010.7025600.072191
0.10.0248850.7751340.7323040.0071790.055958
0.20.0756490.5830570.7620480.0218240.042091
0.30.1449660.4221920.7917920.0418210.030478
0.40.2299730.2908440.8215360.0663440.020996
0.50.3289480.1871680.851280.0948970.013512
0.60.4406960.109130.8810240.1271350.007878
0.70.5643210.0544370.9107680.1627990.00393
0.80.6991170.0204260.9405120.2016850.001475
0.90.8445040.0038230.9702560.2436280.000276
11010.2884860
  -标准化。
图1.8 岩样归一化相对渗透率关系曲线图
由相对渗透率曲线可以看出，采用先饱和水，再用气驱水非稳定法测定相对渗透率，残余气饱和度值为0，而束缚水饱和度达到70%，交点含水饱和度为79%，显著大于50%，即对于气、水两相流动体系，岩心的亲水性符合强亲水规律。同时可以看出，束缚水含水饱和度70%远远大于原始平均含水饱和度52%，储层的强亲水性和高束缚含水饱和度将导致施工及开采过程中较严重的水锁效应，是低渗致密气藏开发的又一影响因素。
为了找出相对渗透率与含气饱和度的关系，对相对渗透率和含气饱和度做了各类型曲
线拟合，分别为线性、对数和多项式关系：线性拟合：  y＝-0.2359x+0.2234     R2＝0.88（1.1）对数式拟合： y＝-0.2024lnx-0.0112    R2＝0.91（1.2）多项式拟合： y＝1.0213x2-1.9747x+0.955 R2＝0.99（1.3）
对比分析表明，采用多项式来表达相对渗透率与含气饱和度的关系较为合适。根据气水两相渗流关系，可以得到产气率（fg）、产水率（fw）与含气饱和度（Sg）、含水饱和度（Sw）的关系式：
fw＝第一章川西致密砂岩气藏特征与增产关键技术QwQw+Qg＝Kw／μwKw／μw+Kg／μg＝11+KgKw? 15  ?μwμg（1.4）
而
Kw＝Krw?K绝对（1.5）Kg＝Krg?K绝对（1.6）fg＝1-fw（1.7）
根据实验数据，分别计算出fw、fg，绘制出产率与饱和度的关系图（图1.9、图1.10），图中曲线分别为产气率与含气饱和度关系、产水率与含水饱和度关系。

图1.10 CX380井沙二11?9／45产气率产水率
从图中可以看出，对于气相流动，随着含气饱和度的增加，岩心采出端产气率急剧上升。当含气饱和度达到20%以上时，岩心就可以形成单一气相流动；而对于水相来说，当含水饱和度达到75%甚至80%以上时水相才开始流动，此后随着含水饱和度的增加，岩心采出端产水率才会急剧上升。这就需要特别注意气井应及时实施排液采气工艺措施，以防止井底积液反向渗吸堵塞近井地层，形成高含水饱和度产生水锁。同时，在气井实施压裂投产措施时，通过前置、交替或者混合注入N2、CO2等气体段塞，尽可能减少压裂液对裂缝基岩面的反向渗
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