苏里格气田压裂效果评价方法

2008年10月 油 气 井 测 试 第17卷 第5期

苏里格气田压裂效果评价方法

王京舰 胥元刚 李建奇

1

1

2

(1. 西安石油大学石油工程学院 陕西西安710065; 2. 长庆石油勘探局苏里格气田合作开发项目组 陕西西安710021)

摘要 为探索适宜的压裂工艺技术并提高整体开发效益, 研究了苏里格气田压裂效果的评价方法, 建立了压裂效果经济评价的模型。从工艺技术效果和经济的角度综合评价认为, 适度规模压裂、CO 2压裂、分层压裂应是苏里格气田的主要压裂工艺措施。

关键词 苏里格气田 压裂 效果 评价

m min, 平均砂比28%~36%, 液氮伴注量8. 5~19.

3

概 述

苏里格气田储层具有低渗、低压、非均质性强及

[1]

中低产特征。经过多年的开发实践认识到:提高单井产量、降低成本是实现该区有效开发的关键环节。围绕这一关键环节, 几年来开展了一系列的压裂工艺技术综合研究及现场试验, 主要有室内基础研究, 低伤害压裂液体系优化、不同规模压裂试验、C O 2压裂试验、水平井酸化酸洗试验、分层压裂试验、油套环空注入压裂试验、套管注入压裂试验、排液工艺优化试

[2,3]

验等, 并加大了对外技术合作力度, 通过系统地改造工艺技术攻关, 初步形成了适应苏里格储层特点的压裂主体工艺技术及相应配套技术。

2m , 液氮排量78~157L min 。

后期对盒8层统计了9口井的大规模压裂试验。施工参数进一步优化:施工排量4~5m min, 平均砂比31%, 砂量50~80m , 液氮排量400~600L min, 液氮伴注量30~60m 井次, 液氮伴注比例由原来的2%左右提高到10%以上。两年压裂情况如表2所示。

表2 大规模压裂井两年排液情况对比表

统计时间

井号苏16苏32

前期

苏41苏31 16苏24 17苏35 17苏40 16

入井液(m3) [***********][***********]

液氮伴注总量(m3) 18. 28.510. 018. 319. 231. 037. 140. 145. 145. 143. 538. 2

液氮伴注排量(L min) 157. 49100. 478. 31160~180140~[1**********]0

q AO F (104m 3

d) 15. 760. 895. 000. 023. 586. 686311. 38082. 2535

过程

措施无抽汲抽汲抽汲抽汲无无液氮液氮抽汲无无

前12h 排液量(m 3) [***********][**************]40

排液排液

返排率总量周期

(%)

(m 3) (d) 603.0406.0467.0542.4720.0315.0781.0747.0440.0392.0286.0465.0

75. 473. 763. 188. 376. 490. 098. 587. 593. 682. 866. 198. 7

8. 323. 312. 323. 013. 34. 35. 012. 015. 510. 011. 06. 0

3

3

3

3

各种压裂工艺效果及其分析

1. 不同规模压裂工艺

压裂规模主要是根据砂量和施工排量等参数划

分为大规模压裂和适度规模压裂, 其具体参数如表1所示。

表1 不同压裂规模施工参数表

压裂规模大规模压裂适度规模压裂

砂量(m 3) 50~10030~50

施工排量

(m 3 mi n) 4~5

平均砂比液氮伴注量液氮排量(%) (L mi n) (m 3) 28~36

30~60

400~600120~250

后期苏33 18

苏19 18苏38 14苏22 15苏39 17

450~3000. 9786500~4003. 1209480382

1. 691110. 6067

从大规模压裂的结果可以认识到:通过增大液氮伴注排量及用量, 并采用连续油管排液后, 与前期试验井相比, 返排速度快、周期短, 返排效率高; 增大

规模后未获得预期的增产效果。

从压后排液过程和测试结果看, 对于储层厚度薄、物性差的气层, 大规模压裂效果不明显。增产量与加砂规模不匹配的矛盾表现明显, 加大规模不能取得预期增产效果, 初步分析认为有如下原因:储层非均质性强, 砂体大面积分布, 但井间气层段对应关系变化大。利用大规模压裂突破低渗致密带沟通多

2. 4~2. 823. 0~29. 65. 5~23. 4

(1) 大规模压裂情况

前期统计了五口井的大规模压裂试验。主要施

3

工参数为:支撑剂(陶粒) 60~100m , 排量4~5

[作者简介] 王京舰, 男, 1980年出生, 油气田开发工程专业在读硕士研究生, 主要从事采油气工程理论与技术方面的研究工作。

40油 气 井 测 试 2008年10月

个砂体思路难以实现; 气层在砂体内呈非连续分布, 有效支撑受到限制; 压裂入地总液量大, 尽管返排率较高, 但仍有相当一部分液体滞留在地层中。

(2) 适度规模压裂

结合大规模压裂的实施效果, 从降低成本考虑, 确定了适度规模压裂的技术思路, 将压裂规模调整到30~50m , 排量2. 4~2. 8m min, 砂比23%~29. 6%; 降低液氮伴注用量(

根据统计的13口井的适度规模压裂试验的压后结果可以得出:压后返排一次喷通的试验井占了绝大多数, 排液效果稳定, 排液周期缩短、返排效率提高, 平均返排率在86%左右, 有效排液时间在4d 左右。

(3) 两种规模压裂效果的对比分析

通过对比先后两次统计的14口井的大规模压裂试验与统计的13口井的适度规模压裂试验如表3、表4所示。

表3 统计14口井大规模压裂试验情况

统计

井数时间前期后期

59

支撑剂量(m3) 67~10053~80

胶液排量(m3 min) 4. 5~5. 04. 2~5. 0

液氮总量(m 3) 8. 5~19. 219~45

砂比(%) 27. 7~36. 028. 2~36. 3

工作

无阻流量

压力

(104m 3 d)

(MPa)

43. 6~0. 9~15. 858. 6(4口) 43~66

0. 8~15. 2

3

3

3

3

3

返排效率高(>92%) , 能够减少入地液量并有效降低压裂伤害; 试验井储层物性差异及效果变化大; CO 2干法压裂虽取得了一些成效, 但没有大规模实施, 还需要进一步开展试验。

3. 分层压裂技术

苏里格气田盒8多层现象比较普遍, 占72%, 层间隔层厚度平均49m 左右, 为了充分改造每个单层, 需要进行分层压裂。

2003年初步试验及2004、2005年推广应用, 实现了苏里格气田一次连续分压两 三层的突破, 使多段薄层合试获得工业气流。据统计苏里格气田实施机械封隔连续分层压裂试验6口井, 平均试气无阻流量17. 13 10m d 。苏36 11、苏40 10井分别获得无阻流量为28. 9932 10m d 和53. 3294 10m d 的高产气流, 压裂效果明显。

4. 分层压裂与CO 2泡沫压裂相结合

苏里格气田纵向上含有山西和石盒子组两套主要产气层, 以及石盒子组储层强水锁伤害的地质特点, 结合已开展工艺优缺点分析, 从提高单井产量及降低压裂过程中储层伤害程度的角度考虑, 苏里格气田气层改造应以分层压裂和CO 2压裂为主要研究发展方向。考虑到苏里格气田低成本开发的总体思路和工艺的成熟性, 机械分层压裂具有较强的适应性, 能确保分层的可靠性, 而且作业工序相对简单, 在139mm 套管内工具、施工工艺都较成熟。因此, 推荐封隔器机械分层压裂为压裂主体工艺方案, 同时应进一步研究试验低成本的CO 2压裂技术。2005年在苏6 9 8井将C O 2泡沫压裂与机械工具分层压裂工艺相结合, 压后获得16. 9 10m d 无阻流量, 取得了相对较好的改造效果。

4

3

4

3

4

3

4

3

表4 统计13口井适度规模压裂试验情况

井数

砂量

(m 3) 16~35

胶液排量(m 3 min) 2. 4~2. 8

液氮量(m 3) 5. 5~23. 6

平均砂比(%) 22~30

破裂压力(MPa) 43~67

施工压力(MPa) 36~67

停泵压力(MPa) 22. 1~42. 0

无阻流量(104m 3 d) 0. 2~8. 0(11口)

13

由上两表可知, 适度规模压裂与大规模压裂增产效果差别不明显。采用适度规模压裂基本思路符合储层条件要求, 改造效果与储层相匹配。

2. CO 2压裂技术

在上古先后进行18口井19井次施工, 平均支撑剂27. 44m , 最大40. 0m , 平均砂比24. 1%, 排量2. 94m min 。从压后效果来看, 无阻流量大于2 10m d 的井有14口, 占73. 7%, 其中苏里格气田5口井6井次

[4]

4

3

3

3

3

经济评价

1. 经济评价模型

压裂施工作业具有投资大、风险大的特点, 在高油价和天然气供求紧张的情况下, 评价低渗透气藏的压裂效果不仅要从技术角度进行, 而且要从经济角度进行, 以提高经济效益, 达到少投入, 多产出的目的。以经济评价来确定气井废弃产量。当气田生产进入自然递减期时, 产量将不断下降, 最后以定[5]

。从CO 2压裂试验可以认识到, C O 2

压裂在苏6井取得良好增产效果, 但总体上表现出绝对增产量不明显, 改造效果未获明显突破; 与常规, O 2

第17卷 第5期 王京舰等:苏里格气田压裂效果评价方法41

经营成本等于销售净收入时的产量即为废弃产量。由此建立了经济评价模型。

一般低渗气井压裂提高开采强度增加气量的计算, 现场广泛采用的方法是用气井压裂后某月的产量减去压裂前的稳定月产量, 即得该月的增产气量, 然后进行累加, 即得气井压裂后的增产气量, 用下式可表示为

[6]

t

此时的Q a 为平均单井经济极限初产气量, 若气藏压裂后的初产气量低于Q a , 则此次作业将无法收回投资。

投入产出比为

=

E

(5)

经济评价过程中, 当运行物价与气价同步上涨

Q =

j =1

(Q oj -Q o )

4

3

(1)

时两者的作用相互抵消。按目前苏里格气田经济评价参数计算的开采期净现金流量的变化

4

3

[9~12]

, 预算

式中: Q 增产气量, 10m d;

43

Q o 气井压裂前的稳定月产量, 10m d;

Q oj 气井压裂后j 时刻月产量, 10m d; t 气井压裂后的生产时间, d 。

这样计算未考虑气井压裂前产量的变化类型及形态, 因而带来的误差是相当大的。当气井压裂后, 产量并未提高或提高很少, 而气井的产量递减减慢时, 用(1) 式计算压裂效果是失败的。显然, 由于压裂减缓了气井产量的递减, 其效果是成功的。因此, 对目前使用的测算方法进行修正十分必要。这里根据我国大多数气藏压裂前后产量普遍存在指数递减, 给出了气井压裂提高开采强度增加气量的测算公式。根据资金平衡原理, 气藏压裂的经济效果是投入和产出的比较。压裂的投入包括压裂的固定成本(即压裂的直接投资) 和压裂的变动成本(即措施后为增产气量所发生的一系列费用) , 产出即为增产

[8]

气量的价值, 则气藏压裂的投入为

M =D 1+D 2t B (2) 式中:D 1 平均单井压裂直接投资(万元) ;

D 2 平均单井月操作费(月均变动成本, 万元 月) ;

t B 增产有效期, d 。平均单井累积净利润E E = QPS -M =1 A 2(Q a -Q S ) PS

-D 2 A 2 ln(Q a Q S ) -D 1

式中:P 天然气价格, 万元 万m ;

S 天然气商品率, %;

43

Q a 压裂措施后的产量, 10m d; Q S 气井的经济极限废弃产量10m d; A 2 压裂后的指数递减率。令E =0, 则(3) 式变为

D 2Q a (Q a -Q s ) PS =D 1+ln 2s

(4)

4

3

3

[7]

4

3

单井经济极限产量为0. 1 10m d 。实际气田开

发过程中, 不可预见的因素较为复杂, 因此取单井废弃产量为0. 2 10m d , 以保证生产的经济效益。

2. 评价结果

以苏33 18井、苏35 17井、苏38 16 2井和苏6井为例, 分别采用大规模压裂、适度规模压裂、分层压裂以及CO 2压裂技术, 通过模型计算得出不同单井压裂成本的投入产出比如表5所示。

表5 各种压裂措施的效果

井号

天然气价格

(元 m 3)

0. 801. 201. 500. 801. 201. 500. 80

苏38 16 2

1. 20

1. 500. 801. 201. 50

不同单井压裂成本下的投入产出比30(万元) 0. 1480. 1150. 0940. 1240. 0970. 0790. 0950. 0750. 0610. 0940. 0740. 061

60(万元) 0. 2440. 1860. 1500. 1880. 1450. 1180. 1250. 0970. 0800. 1230. 0960. 079

90(万元) 0. 3560. 2660. 2120. 2590. 1970. 1590. 1560. 1210. 0990. 1530. 1190. 097

120(万元) 0. 4910. 3580. 2810. 3390. 2550. 2030. 1900. 1460. 1190. 1850. 1430. 116

150(万元) 0. 6560. 4640. 3590. 4310. 3180. 2510. 2250. 1720. 1400. 2190. 1680. 136

4

3

苏33 18

苏35 17

苏6

从表5可以看出, 同一天然气价格不同单井压裂成本下的各种压裂措施的投入产出比中, CO 2压裂技术的投入产出比最小, 压裂经济效果最佳; 其次是分层压裂、适度规模压裂, 大规模压裂的投入产出

(3)

比最大。

天然气单价为1. 50元 m 时的投入产出比如图1所示。从图1可以看出, 随着单井压裂成本的增加, 各种压裂措施的投入产出比都有上升的趋势且大规模压裂的投入产出比大于适度规模压裂投入产出比, 适度规模压裂投入产出比大于分层压裂, 分层压裂与CO 2压裂效果相差不大, 但CO 2压裂效果稍优于分层压裂, 并且随着天然气价格的上涨, 效果同3

42油 气 井 测 试 2008年10月

3. 建议开展较小规模的压裂改造试验, 将加砂规模降至10~20m , 提高携液量, 加强液氮伴注比例; 进一步开展C O 2分层压裂试验。

参 考 文 献

1 何自新, 付金华. 苏里格大气田成藏地质特征[J].石油学报, 2003, 24(2) :6-12

2 杨川东. 采气工程[M].北京:石油工业出版社, 2001

3 魏克颖, 刘毅, 曹彩云. 苏里格气田压裂工艺技术优化研究[J].石油化工应用, 2006, (4) :9-14

4 丁云宏. 难动用储量开发压裂酸化技术[M ]. 北京:石油工业出版社, 2005

5 李天才, 郝玉鸿. 榆林气田气井废弃条件的确定[J]. 特种油气藏, 2006, 13(6) :52-53

6 胡建国. 油田压裂累积增产效果的测算方法[J]. 大庆石油地质与开发, 1992, 11(1) :45-50

7 周裕新. 技术经济学[M].广州:华南工学院出版社, 19888 肖昆. 低渗透气藏压裂效果评价方法研究[D]. 南充:西南石油学院, 2003

9 段百齐, 王树众, 沈林华, 等. 干法压裂技术在实施中的经济分析[J]. 天然气工业, 2006, 26(8) :104-106

10 陶红. 川渝气田压裂酸化技术经济评价方法研究与应用

[J]. 钻采工艺, 2007, 30(2) :46-48, 6411 M Marongiu porcu, M J Economides and S A Holditch. Eco

nomic and Physical Opti mization of Hydraulic Fracturing [C].SPE111793, 2008

12 K W England, B D Poe and J G Conger. Comprehensive Evalu

ation of Fractured Gas Well Utilizin g Production Data [C ].SPE60285, 2000

本文收稿日期:2008-05-09 编辑:穆立婷

3

从对大规模、适度规模以及分层、CO 2压裂的不同单井压裂成本和天然气价格的综合经济评价结果来看, C O 2压裂经济效果最佳, 其次是分层压裂、适度规模压裂, 大规模压裂经济效果最差。因此, CO 2、分层、适度规模压裂在经济上是符合要求的。

结论与建议

1. 通过对苏里格气田压裂工艺措施的技术评价, 确定了适合苏里格气田储层改造的压裂工艺技术:即压裂规模控制在20~40m ; 运用CO 2压裂; 针对多层位储层分层压裂。

2. 建立了评价压裂井投入产出的经济评价模型, 通过计算得出CO 2、分层、适度规模压裂是适合苏里格气田压裂改造的有利措施。

(上接38页)

3

行大规模的应用。

结束语

实际应用证明, 在进行地层测试时, 在上下地层两种不同的压力系统中, 位于两系统交界面处的压力取样越多, 利用本文提出的改进方法计算的油-水界面深度越准确, 即当两种地层压力系统中所取的压力数据对应深度越靠近, 越能得到理想的计算效果; 而当两种压力系统交界面处所取得的压力数据点越少, 计算结果会相应变差。

采用本文新方法得到的结果与实际处理结果比较吻合, 同时能大大的减小额外误差, 节省操作人员的处理时间, 减少工作量, 可以在油田实际处理中进

参 考 文 献

1 匡立春主编, 电缆地层测试资料应用导论[M ].北京:石油工业出版社, 2005

2 高喜龙, 李照延, 时丕同. MDT 测试技术及其在浅海油气勘探中的应用[J].油气井测试, 2007, 16(3) :45-47

3 李庆扬, 王能超. 数值分析[M]. 湖北:华中科技大学出版社, 1986, 56~78

4 陈忠, 朱建伟. 数值计算方法[M]. 北京:石油工业出版社, 2001, 35~52

5 文世鹏, 张明. 应用数值分析(第3版) [M]. 北京:石油工业出版社, 2005, 121~140

本文收稿日期:2007-12-03 编辑:穆立婷

2008年10月 油 气 井 测 试77

The Method of Fracturing Eff ect Evaluation in Sulige Gas Field. 2008, 17(5) :39~42

W ang Jingj ian, X u Yuangang (College of Petr oleum Engineer ing, Xi ! an Petr oleum Univ ersity ) , Li Jianqi (D evelop ing De p ar tment of S ulige Gas Field, Changqing Petr oleum Ex plor ation Bur eau )

In order to find suitable fr actur e tech to improv e developing benefit, evaluation method of fracture effect is resear ched in Sulige g as field, and the economic evaluation model of fracture effect is build up. F rom compr ehensive interpretation of technical effect and eco nomic, moderate scale fracture, CO 2fr actur e and layered fracture are the main tech measures in Sulige gas field. Key words:Sulige gas field, fracture, effect, evaluation

∀Field Technology ∀

Technology about Combining Operation of StimGun Perforation and DST Testing and Its Application. 2008, 17(5) :43~45

L iu L ian (W ell Comp letion and T est Center , N or th W est Br anch Co mp any ) , Cong K uan (Daqing O ilf ield Co. , L td ) , Guo Lingling (Petr oleum U niver sity of China (Beij ing) )

T he StimGun tech (synerg ize compound perforation) puts perforating g un and its outer propulsion preparation tube to perforating lay er interval by electric cable and tubing so o n. After per for at ing gun being ex plosion, fluidics kindles outer pro pulsion pr epar ation tube, and propulsion preparation burns with high speed to make high energy gas, w hich is into perforating passag e, and forms more radial fr actures around perforated hole to link up natur al fr actur e of formation and improve passage of oil and gas passing. T he grade about deto nation velocity of ex plosive held in shaped charge is micron second, and the grade about detonation v elocity of so lid ox idizing agent ex plosive held in outer propulsion preparation tube is millisecond. I t can perforate at first, and then fracture instantaneously by burn ing at one times using their detonation velocity difference.

Key words:StimGun tech, DST , low permeability , combining operation

Application of HT Electric Gauge in Qingshen Gas Filed and Analysis of Problem. 2008, 17(5) :46~47Jia Danf eng (O il T esting and Recover ing Br anch Comp any , D aqing Oilf ield Co. , L td )

It makes heav y damage to dow n hole electric gaug e because o f many factors in Qingshen gas field, such as high geothermal gradient, complex production g as tech, long construction per iod and mix ed fluid composition so on, and it is more difficult to gain data. By de scribing pr esent condition of HT electric gaug e using in this block near ly years and pr oblem, it is analyzed the reason causing problem and effective measure, w hich further super vises pr oduction practice.

Key words:Q ingshen gas field, H T , electric gauge, present situation, pr oblem, analysis

Oil Production Testing Technology about Separating Layer by Plug in Horizontal Well. 2008, 17(5) :48~49

H ao Zengx ian, X iao Zhonghai , Li M inle, W ang Weiqiu (Dow n H ole Operation Comp any , H uabei Petr oleum Company )

O il testing and recov ering in ho rizontal well is one technical way that is gradually ripe and effectively improves o il and gas productivity at present. But because of special casing progr am of horizontal well, it must have unique construction environment dur ing co nstruct ing at horizontal interval, and is different from conventional oil testing tech in str aight w ell and inclined well during oil production test ing and r ecovering. By improving plug which can be fished in horizontal w ell, it overco mes the regret that it is difficult to set and fish by using ordinar y plug at hor izontal interval, which supply reference for oil production testing about plugg ing player and separating layer and similar operation in field.

Key words:horizontal w ell, plug , oil product ion testing, application

Approach about RTTS Packer with Stuck Freeing. 2008, 17(5) :50~51, 53

Shao X iangquan , M o Shangx ian, Chen Zhong, Zhou Ziming, Yan J unhu, X in Ziquan (Dow n H ole Op er ation Comp any , Qinghai O ilf ield)

Being particularly against leakage function of RT T S packer w ith hydraulic anchor is applied in shallow or under balance pressure ex tensively. Because of influence factors of tubing cor rosion, deformation or producing formation san, for the hydraulic anchor not being r ight position to cause RT T S packer unstuck sometimes after w ell testing. Fro m its operating theory , the unstuck procedur e is sum marized which has a guide sense for these kinds of pr oblems. Key words:DST , RT T S packer, stuck freeing method

Analysis of WBT Examination as Straddle Testing in Dixi 17Well. 2008, 17(5) :52~53

Chen Zhisheng , Bi Q uanf u , Chen Chao ! an , Li Guoliang (W ell T esting Comp any , X ingj iang O ilf ield ) , M eng Fany ue(H uabei Oil and Gas Develop ment Comp any , Bohai Dr illing and Ex p lor ation Corp oration)

Basis on different w ell conditions and aim of oil production, the different WBT ex amination measure is chosen in oil pr oduction well. T o concrete conditions of Dix i17w ell, method of straddle testing is chosen to use, w hich reaches ex pect objective, and provides r efer ences for similar situatio n.

Key words:straddle test, WBT ex amination, analysis, monito r The Inspiration f rom Operation of Work Over Job in Horizontal and Screen Liner Completion Well. 2008, 17(5) :54~55L i W anqiang , Pan Yanp ing, Zhang Jianx in , Zhang Peining (H ole Dow n T ech Ser ving Comp any , Dagang O ilf ield ) Horizontal well makes for mor e oil production, and flowing resistance force of fluid flowing into w ell bore in oil reservoir is small, and productivity in which are higher than that in ordinary well or inclined well. Because of particular ity of hole trajector y in horizontal w ell, its constr uction r isk and difficulty are heav ier t han in ordinary w ell. Scr een liner completion has advantag es w ithout perforation and w ith simple oil production tech, but it is mor e difficult to operate about work over job, and easy to po llute oil r eservo ir. F or ex ample of DG2H w ell, the tech is deeply approached that is oper atio n about work over job in horizontal w ell and screen liner comple tion, and provides r eferences fo r work over job in t his kind of w ells in future. Key words:horizontal w ell, screen liner completion, w ork o ver job, inspiration

Analysis of Testing Tech about Pressure and Temperature Grade in Gas Lifting Well in Tarim Oilfield. 2008, 17(5) :56~57Ouy ang Yanhui, W u j ian , Wang j ing (O il and Gas Production T echnical Dep ar tment , T ar im O ilf ield )

It T o Gas