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Journal of Tropical Oceanography >

2024 , Vol. 43 >Issue 2: 184 - 189

DOI: https://doi.org/10.11978/2022256

Exploitation of Marine Resources

Adaptability evaluation and significance of replacing ceramsite with quartz sand in the L1 Formation of the Fushan Oilfield in Hainan

  • WEI Kai , 1 ,
  • DENG Xiaoguo 2 ,
  • FU Jie 2 ,
  • LIU Zhi 3 ,
  • YANG Chengbiao 2 ,
  • ZHANG Zhiyong 1 ,
  • LI Kai 1
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  • 1. Beijing Stimlab Oil & Gas Technology Co., Ltd, Beijing 100176, China
  • 2. China Southern Petroleum Exploration & Development Corporation, Haikou 570216, China
  • 3. Downhole Operation Company of Sinopec Shengli Oilfield Engineering Co., Ltd, Dongying 257077, China
WEI Kai. email:

Copy editor: YIN Bo

Received date: 2022-12-12

  Revised date: 2023-02-28

  Online published: 2023-03-10

Supported by

National Key Research and Development Program of China(2019YFB1504100)

Fold

Abstract

The key to unconventional oil and gas development, such as shale gas and tight oil and gas, is to improve quality and efficiency and reduce costs. This paper illustrates the adaptability of using local quartz sand instead of ceramsite as the mainstream proppant in the thin interbed tight sandstone of the L1 formation of the Fushan Oilfield, offshore Hainan, to optimize the fracture conductivity at low cost, and the laboratory test evaluation results of Hainan local 20/40 mesh quartz sand and 20/40 mesh ceramsite are provided. Under different stress and paving concentration, 20/40 mesh quartz sand and 20/40 mesh ceramsite have different conductivity; this further reveals the results of field tests conducted for two development wells with similar geological parameters on the basis of numerical simulation optimization tests. The fracture conductivity reaches 21 D·cm, which can meet the demand of tight sandstone reservoir in the L1 Formation. Under the stress condition of 35 Mpa, 10 kg·m-2 laying concentration of 20/40 mesh quartz sand can obtain more than 21 D·cm conductivity. Field tests show that the quartz sand test well has the same effect as the ceramic test well in the early stage after fracturing. With longer production time, the cumulative oil production and stable production life of ceramsite well exceeded that of local quartz sand development well. Therefore, the economic benefits of ceramic-based proppant are higher and ceramic-based proppants are worth continuing to be used on a long-term and large-scale basis.

Key words： thin interbedded sandstone; replacement of ceramic by quartz sand; conductivity; proppant

Cite this article

WEI Kai , DENG Xiaoguo , FU Jie , LIU Zhi , YANG Chengbiao , ZHANG Zhiyong , LI Kai . Adaptability evaluation and significance of replacing ceramsite with quartz sand in the L1 Formation of the Fushan Oilfield in Hainan[J]. Journal of Tropical Oceanography, 2024 , 43(2) : 184 -189 . DOI: 10.11978/2022256

页岩气、致密油气等非常规油气在油气资源开发中占比越来越大, 水力压裂是页岩气、致密油气等非常规油气资源开发的重要手段。其中, 水力压裂支撑剂在人工裂缝中形成高导流渗流通道, 是实现油气井经济效益开发的关键, 国内外油气公司为了提质增效降低建井成本, 普遍采用的是低成本石英砂替代陶粒, 构成开发关键技术环节。目前, 北美地区用于非常规油气开发的支撑剂是石英砂, 且占比已经超过90%。在美国Eagle Ford, Marcellus、Barnett页岩和Permian盆地, 使用天然石英砂的开发井众多, 无论是从累产还是量产, 其净现值指标都大大超过使用陶粒的井(Yang et al, 2013a)。但是, 通过北Dakota富油页岩储层200多口井的开发数据分析, 应用石英砂开发井的表现却并不如使用陶粒的井(Craig, 2015)。因此, 业界普遍认为要在3048m以下的储层或闭合应力带内, 即大于44.8Mpa的储层内使用陶粒支撑剂(Prochnow et al, 2014)。在国内, 石英砂的用量也由2015年的不足46%, 提高到了2019年的69%。研究发现, 在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地玛湖、松辽盆地和四川盆地等地区, 都先后开展了页岩气、致密油气开发井利用石英砂替代陶粒的研究应用(郑新权 等, 2021; Li et al, 2021, 雷群 等, 2022)。高新平等(2018)对国内不同地区石英砂开展室内导流实验研究, 筛选出4种可用来替代陶粒的石英砂, 并用于四川盆地W区块页岩气开发。周小金等(2020)采用数值模拟和现场试验, 论证了石英砂替代陶粒在长宁地区页岩气开发中的可行性。寇双锋等(2019)通过室内石英砂和陶粒不同混合方式, 模拟研究不同储层使用石英砂替代陶粒的比例, 并在苏里格致密砂岩气田开发中进行试验。结果表明, 石英砂替代陶粒对于致密砂岩具有一定的适应性。田刚等(2020)通过室内导流实验和压裂后效果分析, 却认为准噶尔盆地玛18井区石英砂替代陶粒效果较差, 因此建议不使用石英砂。
尽管国内外诸多研究者和油气公司已经开展了不同类型石英砂替代陶粒适应性的室内试验和开发实践研究, 但迄今有关水力压裂支撑剂的选择, 还都主要集中在室内模拟存在部分裂缝条件的试验评价结果阶段, 以此指导非常规油气开发显然还缺乏现场油气开发井的实际使用对比; 且不同油田不同区块地质条件具有差别, 区块内不同储层的特征也是石英砂能否替代陶粒的必要考虑因素。因此, 通过支撑剂室内试验评价, 进一步在海南福山油田薄互层致密砂岩开发井中利用本地石英砂和陶粒开展现场试验对比, 对于实现石英砂源本地化, 实现海南省福山油田开发增产增效, 将具有重要意义。

1 地质概况

海南福山油田位于海南岛北部, 为北部湾盆地一部分, 面积约2920km2, 其中岛上部分1900km2, 滩海部分(0~5m水深) 140km2, 琼州海峡部分(>5m水深) 880km2。福山凹陷受燕山运动影响, 在古生界及中生界白垩系变质岩基底上发育形成, 是一个北断南超箕状凹陷。构造走向北东向, 凹陷最大深度(新生界地层最大厚度)约9000m。按构造和沉积特征, 凹陷的陆上部分又细分为5个次一级的构造单元: 白莲次凹、花场次凸、皇桐次凹、博厚断阶带和南部斜坡带(图1)(邓校国 等, 2019; 魏凯 等, 2022)。油藏类型属于复杂断块油藏, 构造上断块小而多, 储层薄互层发育, 部分储层为低孔低渗的致密砂岩。生油层主要是古近纪始新世流沙港组流二段, 储集层有4套(流三段、流二段、流一段和涠洲组), 主力产油气层是流一段(图2)。目前流一段有140多口井开采, 最高日产油16t·d-1, 最低日产油0.09t·d-1, 平均日产油2.2t·d-1, 含水率平均38%, 且大部分井都需要压裂投产。海南福山凹陷流沙港组流一段致密砂岩储层埋深较浅, 垂深一般小于3000m, 储层有效闭合应力介于30~34Mpa, 由于石英砂抗压强度低, 本次试验选择在这一类储层中开展石英砂替代陶粒的适应性评价。
图1 海南福山油田构造位置图

该图基于自然资源部标准地图服务网站下载的审图号为GS(2019)3266号标准地图制作, 底图无修改

Fig. 1 Structural location map of the Hainan Fushan Oilfield

图2 海南福山凹陷新生界地层综合柱状图

Fig. 2 Comprehensive histogram of Cenozoic strata in the Fushan Sag, Hainan

2 裂缝导流能力优化实验

本次试验位于花场构造区块209断块, 属于流一段致密砂岩。区块内流沙港组一段储层垂直深度2900~3000m, 孔隙度8%~17%, 渗透率0.01×10-3~12× 10-3μm2, 首先基于产量和缝长用压裂软件开展裂缝导流能力优化模拟, 结果表明, 当裂缝导流能力为21~ 25D·cm累计产量开始变缓(图3), 在此导流能力下, 将可满足该区块流一段的有效开发。
图3 导流能力与2年内累产关系曲线

Fig. 3 The relationship between the conductivity capacity and the cumulative production in 2 years

3 石英砂和陶粒室内评价

本着降本增效砂源本地化原则, 采用前期筛选的海南本地20/40目石英砂和低密高强20/40目陶粒, 开展二者室内试验对比评价。参考API 19C (2018)和API 19D (2015)实验方法原理, 采用API标准的裂缝导流能力测试仪, 测试支撑剂导流能力。在不同闭合应力条件下, 分别测试海南本地20/40目石英砂在1kg·m-2、2.5kg·m-2、5kg·m-2、10kg·m-2的铺置浓度下的导流能力, 及20/40目陶粒在5kg·m-2和10kg·m-2的铺置浓度下的导流能力。结果如图4所示, 陶粒在5kg·m-2的铺置浓度60Mpa闭合应力下导流能力依然能达到40D·cm。随着闭合应力的增加, 石英砂的导流能力下降较快, 随着铺置浓度增加, 石英砂导流能力逐渐提高, 提高铺置浓度可以有效补偿石英砂导流能力的不足。在35MPa应力下, 10kg·m-2铺置浓度的20/40目石英砂和5kg·m-2铺置浓度的20/40目陶粒均可获得21D·cm以上的导流能力。因此认为, 石英砂可以满足流一段储层的导流能力需求。
图4 不同应力不同铺置浓度20/40目石英砂和20/40目陶粒的导流能力图

Fig. 4 Conductivity diagram of 20/40 mesh quartz sand and 20/40 mesh ceramsite with different stress and different laying concentrations

4 选井选层和压裂方案优化

本着储层相似的原则, 选取花场构造209断块两口直井“H209-SYS”井和“H209-TL”井作为对比井开展现场试验。两口井在同一个构造圈闭内, 横向距离约400m; 储层纵向层系对应较好, 且流一段储层物性相似(表1)。“H209-SYS”井流一段Ⅳ油组目的层系斜深3475.6~3541.9m, 垂深2886.2~2952.2m, 射孔每12层12.5m; “H209-TL”井流一段Ⅳ油组目的层系斜深3305.5~3403.5m, 垂深2863.1~2958.9m, 射孔每16层14.2m。
表1 “H209-SYS”井和“H209-TL”井储层物性参数表

Tab.1 Reservoir physical property parameters of well H209-SYS and well H209-TL

井号 油层厚度/层数 差油层厚度/层数 平均电阻率/(Ω·m-1) 平均孔隙度/% 平均渗透率/(×10-3μm2) 平均泥质含量/% 平均含油饱和度/%
H209-TL 2.7m/3层 11.3/16层 13.8 13.2 5.8 16.4 34.5
H209-SYS 3.8m/4层 8.2m/12层 14.3 12.8 3.7 15.7 34.8
由于两口井地质条件接近, 选取“H209-SYS”井为石英砂试验井, “H209-TL”井为陶粒试验井, 目前陶粒运输到海南需要过琼州海峡, 运输成本约500元·吨-1。因此, 石英砂成本比陶粒成本低约1500元·吨-1。综合考虑导流和成本因素, 现场采用20/40目石英砂和20/40目陶粒2:1比例开展试验。为增强对比效果, 两口井在压裂工艺, 施工规模(液量和排量)基本一致条件下开展方案优化, 都采用套管桥塞分3层压裂, 根据各层的厚度、渗透率、孔隙度、地应力等储层特征采用压裂软件, 基于产量和导流优化单段缝长、液量和砂量。以“H209-SYS”井第2段层为例, 模拟单段用液超过550m³, 缝长超过150m, 累产增幅变缓; 根据缝长和导流优化砂量51.5m³ (图5)。石英砂井3层总用液量1800m³, 陶粒井3层总用液量1600m³, 设计20/40目石英砂总量153.3m³, 20/40目陶粒总量76.6m³, 施工排量8~10m³·min-1。
图5 “H209-SYS”井第2层缝长、用液规模和砂量优化

a. 裂缝模拟剖面; b. 累产和缝长优化; c. 用液量和累产优化, Q为用液量; d. 缝长和砂量优化

Fig. 5 Optimization of fracture length, fluid scale and sand volume in the second layer of Well H209-SYS

5 现场实施及效果讨论

“H209-SYS”井施工排量8~10m³·min-1, 入井总液量1502.5m³, 实际加20/40目石英砂119.6m³, 因地层原因未完成设计加砂量; “H209-TL”井施工排量8~ 10m³·min-1, 入井总液量1747.9m³, 实际加20/40目陶粒76.6m³, 设计石英砂与陶粒2:1, 实际施工实现1.56:1。
压后使用陶粒井自喷返排率为27.2%, 使用石英砂井自喷返排率为25.8%, 前期自喷产液, 两口井差别较小(图6), 基本实现了相同的改造效果。压裂后10个月内使用石英砂井累产1137t, 使用陶粒井累产1229t, 两口井基本到达了产量预期。结合生产情况, “H209-SYS”井上抽时间比“H209-TL”井早55d, 陶粒井自喷产油量320t, 要高于石英砂井的自喷产油量168t。由于前期开采时间较短, 井底闭合应力较低, 两口井产量差异较小; 后期, 随着油气开采, 地层孔隙压力降低, 储层有效闭合应力会增加; 支撑剂的嵌入和破碎产生的微颗粒对支撑剂充填层的渗透率和导流能力的伤害较大(Yang et al, 2013b)。石英砂试验井的产量递减要快于陶粒井(图7); 陶粒支撑剂的优势得以体现, 使用石英砂井1年的累产油量为1404t, 使用陶粒井1年的累产油1498t, 陶粒井比石英砂井1年累计多增油94t, 超过石英砂比陶粒节省的成本。
图6 “H209-SYS”井和“H209-TL”井压后日产液对比曲线图

Fig.6 Comparison of daily fluid production between Well H209-SYS and Well H209-TL after fracturing

图7 “H209-SYS”井和“H209-TL”井压后日产油对比曲线图

Fig.7 Comparison of daily oil production between Well H209-SYS and Well H209-TL after fracturing

6 结论

1) 经过裂缝导流能力模拟和室内试验评价分析, 在35MPa应力下10kg·m-2铺置浓度的20/40目海南本地石英砂和5kg·m-2铺置浓度的20/40目陶粒均可获得21D·cm以上的导流能力, 满足福山油田流一段致密砂岩导流能力需求。
2) 通过现场两口井的压后一年的产量, 均突破1000t, 实现了产量预期目标, 表明较高铺置浓度的本地石英砂能够满足流一段短期导流能力。虽然较高的铺置浓度可以降低破碎率, 获得较高的导流能力, 但通过现场实践表明, 较高的石英砂加砂强度难以实现。
3) 石英砂试验井和陶粒试验井在支撑剂1.56:1的加量下的初期产量接近, 但随着油井的开采, 储层闭合应力的不断增加, 极大地降低了石英砂的导流能力, 石英砂试验井的累计增油量和稳产有效期均小于陶粒井, 使用陶粒的井产生的经济效益超过使用石英砂的井。
4) 通过室内试验评价和现场试验, 证明长期看石英砂导流能力损失大, 陶粒可以长期保持稳定的导流能力, 有利于油气井稳产, 本地石英砂替代陶粒在海南福山油田薄互层致密砂岩的应用中效果并不理想, 建议后期对流沙港组流一段储层继续采用陶粒支撑剂。

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