利用人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂提高重復(fù)壓裂效果

Edityourcompanyslogan利用人工暫堵技術(shù)提高重復(fù)壓裂效果新疆油田公司勘探開發(fā)研究院2006年6月提綱技術(shù)背景1技術(shù)思路及原理

2材料選擇

3現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)

4結(jié)論和認(rèn)識(shí)5許多已投入開發(fā)油藏屬低滲透油藏；最主要增產(chǎn)措施—重復(fù)壓裂的措施效果逐年下降；選井選層難度越來越大；提高老油田開發(fā)水平和效益日益緊迫背景擔(dān)心水竄而使壓裂規(guī)模受到限制；規(guī)模不夠時(shí)常常是老縫重復(fù)加砂未能增加新的泄油面積；輕質(zhì)組分減少使油粘度增加，重質(zhì)有機(jī)物析出，縫內(nèi)結(jié)垢、結(jié)蠟和過去積累的支撐劑碎屑等影響了復(fù)壓裂縫的導(dǎo)流能力；原因方法建立新的油氣流動(dòng)通道，提高人工裂縫的導(dǎo)流能力，改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律；擴(kuò)大、增添新泄油面積，溝通、動(dòng)用剩余油富集區(qū)和動(dòng)用程度低甚至未動(dòng)用儲(chǔ)層；1.技術(shù)背景2.技術(shù)思路及原理暫堵與優(yōu)化重復(fù)壓裂相結(jié)合暫堵老縫造新縫技術(shù)：基于流體遵循向阻力最小方向流動(dòng)的原則，暫堵劑顆粒隨壓裂液進(jìn)入與原有裂縫或高滲透層連通的炮眼，在壓差作用下聚集并產(chǎn)生高強(qiáng)度的濾餅橋堵，使后續(xù)壓裂液不能進(jìn)入裂縫和高滲透帶。在一定的水平兩向應(yīng)力差條件下，使重復(fù)壓裂產(chǎn)生的新裂縫沿與前次人工裂縫不同的方位起裂和延伸，以建立新的油氣流動(dòng)通道；減少及避免各種不利因素對(duì)復(fù)壓裂縫導(dǎo)流能力的影響；改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律；更大限度改造、動(dòng)用剩余油富集區(qū)和動(dòng)用程度低甚至未動(dòng)用的儲(chǔ)層；優(yōu)選施工材料：在盡可能減輕對(duì)地層及支撐裂縫傷害的同時(shí)，滿足大砂量、高砂比、大排量的施工要求；優(yōu)化施工設(shè)計(jì)：針對(duì)油井具體條件進(jìn)行裂縫模擬優(yōu)化，優(yōu)選施工參數(shù)。與常規(guī)重復(fù)壓裂相比常規(guī)重復(fù)壓裂

當(dāng)局部應(yīng)力變化不足以導(dǎo)致復(fù)壓裂縫發(fā)生自然轉(zhuǎn)向時(shí)，常常是原縫再次加砂，對(duì)注入水的驅(qū)替效率及地層中孔隙壓力分布的影響有限；若規(guī)模不夠大則無法增加新的泄油面積，若規(guī)模太大又容易使裂縫成為水竄通道；原縫加砂只可部分恢復(fù)老縫導(dǎo)流能力。人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂暫堵劑可實(shí)現(xiàn)在水平最大地應(yīng)力方向上的壓力阻擋，改變裂縫的起裂方位，能夠在油氣層中打開新的油氣流通道；相對(duì)于原縫加砂，新裂縫增加了溝通未動(dòng)用油氣層以及改變油氣層流體滲流驅(qū)替規(guī)律，提高注入水驅(qū)油效率的機(jī)會(huì)；相對(duì)于原縫加砂，人工暫堵轉(zhuǎn)向壓裂所產(chǎn)生的新裂縫具有較高的導(dǎo)流能力。2.技術(shù)思路及原理暫堵劑：選用具有較強(qiáng)的封堵性同時(shí)又對(duì)地層污染較小的水溶性暫堵劑。封堵率及承壓強(qiáng)度分散態(tài)：濾餅厚度＞1cm時(shí)，21Mpa不能突破；濾餅厚度＜1cm時(shí)，不能有效形成封堵。預(yù)制膠結(jié)態(tài)：濾餅厚度=0.9cm時(shí)，21Mpa不能突破；濾餅厚度=0.5cm時(shí)，12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物安全性壓裂液中溶解性：30℃,5.5小時(shí)內(nèi)全溶50℃,3小時(shí)內(nèi)全溶80℃,1.2小時(shí)內(nèi)全溶水不溶物：<4%

比重：1.2～1.5g/cm3適應(yīng)地層溫度：

30～140℃外觀：白或棕褐色顆粒粒徑：3～7mm主要成分：特級(jí)胍膠、NaCL以及各種添加劑等。本品及其水溶液對(duì)人體無傷害、對(duì)環(huán)境無污染、不會(huì)產(chǎn)生有毒氣體。其與油氣混合物對(duì)人體及皮膚無傷害。3.材料選擇

地層滲透率下降：地層壓力下降水敏及微粒運(yùn)移多次措施作業(yè)施工工藝：地層壓力下降→濾失大高砂比→攜砂能力強(qiáng)大排量→低摩阻高返排率→快速破膠低傷害水基胍膠壓裂液基液交聯(lián)破膠應(yīng)用針對(duì)不同溫度的“變組分”壓裂液配方體系，降低對(duì)儲(chǔ)層的傷害：優(yōu)質(zhì)稠化劑減少稠化劑用量?jī)?yōu)質(zhì)破乳助排劑提高壓裂液返排效率選用優(yōu)質(zhì)有機(jī)硼交聯(lián)劑：可控制調(diào)整延遲交聯(lián)時(shí)間，適用不同井深，降低施工摩阻保證壓裂液耐溫耐剪切性能，降低濾失且滿足高砂比施工的攜砂要求。多重破膠清除濾餅傷害和殘膠影響，達(dá)到徹底快速破膠目的:膠囊破膠追加破膠劑自動(dòng)破膠在莫北三工河、八區(qū)下烏爾禾、石南21頭屯河組油藏進(jìn)行的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，施工成功率和有效率均達(dá)到100%，同時(shí)取得了良好的增產(chǎn)效果。3.材料選擇4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)百口泉油田彩南油田初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液低含水低1118

1219

1052AC2018

C120

C1045

C2873

C2847C2806措施前低產(chǎn),供液不足，含水低于40%，多為空抽控制井初期產(chǎn)量高，經(jīng)一次或多次改造，措施前產(chǎn)液高含水高1142

1368BC1286

C2025

C2327

C2208措施前低產(chǎn),供液不足，含水40～90%，多為空抽控制井以前壓裂跨度大，中低初產(chǎn)，油層改造不夠徹底采出程度低百28CC2090

C2015

C2045

C2226

C2237

C1061措施前均為水淹井，月產(chǎn)液量在250t以上，都因高含水關(guān)井序號(hào)井號(hào)入井壓裂液（m3）支撐劑暫堵劑(㎏)排量(m3/min)測(cè)試壓裂前置液前置液%攜砂液頂替液合計(jì)砂量(m3)平均砂比(%)1121928.796.445.493.98.9227.939.141.6823.022111855.497.241.3116.48.5277.538.533.1753.343114220.378.043.879.67.9185.836.345.6602.494136821.779.143.184.67.8193.235.141.5703.465百280.035.6/36.641.3/38.242.2/47.19.4/10.187.2/94.115.1/21.335.7/45.2303.156105226.058.936.482.17.6174.636.544.5843.272005年百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂井施工參數(shù)一覽表4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)序號(hào)井號(hào)入井壓裂液（m3）支撐劑暫堵劑(㎏)排量(m3/min)測(cè)試壓裂前置液前置液%攜砂液頂替液合計(jì)砂量(m3)平均砂比(%)1C20188.071.040.387.18.0166.131.536.2723.292C12010.045.039.158.67.7111.320.134.3653.043C10456.093.044.595.58.0196.536.137.8563.14C28738.059.243.561.77.7128.626.643.15035C284710.097.045.695.17.6199.736.037.9843.356C280616.0107.043.9113.88.0228.840.035.1883.277C128611.083.040.4101.08.0192.038.037.61143.328C202518.0121.044.4124.38.0253.348.038.61083.469C232711.574.547.066.88.0149.330.445.5843.2410C22088.067.037.493.38.1168.433.035.4703.2611C209018.0120.550.793.88.0222.341.043.71003.4112C201510.077.544.280.97.7166.130.237.31103.1713C204512.085.046.477.67.7170.336.046.4843.0914C222620.5102.051.080.98.5191.430.237.3783.115C223716.0106.052.080.98.0194.930.237.3723.2316C106110.070.545.671.18.5150.122.731.9403.22005年彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂井施工參數(shù)一覽表4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)井號(hào)統(tǒng)計(jì)方位初始縫面夾角平均縫面夾角傾向傾角(度)(度)(度)(度)C2226測(cè)試北西86.3455.2

0正式北西83.1北4C2237測(cè)試北東84.429.421.7北4正式北東62.7西北1C2025測(cè)試北東87.03319.7北2正式北西73.3北1C2090測(cè)試北東76.636.729.2北3正式北西74.2北3C2847測(cè)試北西89.344.710.1北2正式北西79.2北3C2806測(cè)試北東79.230.817.7北2正式北西83.1北2C1286測(cè)試北東80.6108.8

0正式北東89.4

0C2015測(cè)試北東81.7350.2西南3正式北東81.9西南2C2045測(cè)試北東71.7207西南5正式北東78.7

0井號(hào)壓裂次序方位角(度)

傾向傾角(度)

1219測(cè)試北東82.4東南5正式北東61.5東南1對(duì)比20.9

測(cè)試北東64.2東南1正式北東59.7東南3對(duì)比4.5

1118測(cè)試北東69.5西北1正式北東60.7西北2對(duì)比8.8

1142測(cè)試北西86.9

0正式北東82.3北2對(duì)比4.6

1368測(cè)試北東70.1西北1正式北東82.4西北5對(duì)比12.3

百28測(cè)試北東83.4西北2正式北東79.1西北0對(duì)比4.3

1052測(cè)試北東78.1北5正式北西86.9北7對(duì)比8.8

裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，正式壓裂均開啟了新縫而不是對(duì)原有裂縫的再充填和延伸：4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)c2025井裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)5.增產(chǎn)效果百口泉油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計(jì)表井號(hào)投產(chǎn)年月措施時(shí)間措施前水平累積失效年月產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)增液量(t)增油量(t)有效天數(shù)(d)10521979092005.6.410.67.3130.0427.0306.0

11181981042005.4.297.34.5578.0104.056.520050911421988102005.6.118.02.86582.01663.0356.8

12191980082005.4.294.44.12119.01807.0375.0

13681982052005.6.17.62.5436.0167.084.0200512百281981112005.6.21.51.1846.0698.0241.3

措施井合計(jì)

10691.04866.01419.6

措施井單井平均

1781.8811.0236.6

井號(hào)投產(chǎn)年月措施時(shí)間措施前水平累積失效年月備注產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)增液量(t)增油量(t)有效天數(shù)(d)c2018199405200510230.40.3284.0165.0135.6200604

措施前間開c120200201200510170.70.791.018.060.5200602措施前間開c1045199804200511090.90.8528.0411.0172.2

措施前間開c2873200409200510181.21.02630.01954.0234.2

措施前間開c2847200208200507071.61.2216.012.099.5200511措施前間開c2806200206200507081.01.03313.03035.0324.7

措施前間開措施井合計(jì)

7062.05595.01031.9

措施井單井平均

1177.0932.5172.0

彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計(jì)表（含水＜40%的井）5.增產(chǎn)效果井號(hào)投產(chǎn)年月措施時(shí)間措施前水平累積失效年月備注產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)增液量(t)增油量(t)有效天數(shù)(d)c1286199303200508176.01.51923.0388.0168.8措施前間開c2025199310200506245.62.33639.01575.0263.6措施前間開c2327199909200510222.81.10.00.051.0200602措施前間開c2208199404200511086.71.7455.0132.0141.9200604措施井合計(jì)

7746.02774.0768.7

措施井單井平均

1936.5693.5192.2

彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計(jì)表（含水40～90%的井）5.增產(chǎn)效果彩南油田暫堵轉(zhuǎn)向壓裂效果統(tǒng)計(jì)表（含水＞90%的井）井號(hào)投產(chǎn)年月措施時(shí)間措施前水平累積失效年月產(chǎn)液(t/d)產(chǎn)油(t/d)增液量(t)增油量(t)有效天數(shù)(d)c209019940120050625高含水計(jì)關(guān)2780.035.0119.0200510c201519931020050818高含水計(jì)關(guān)3306.05.0123.3200512c204519940520050819高含水計(jì)關(guān)217.00.061.0200602c222619940420050622高含水計(jì)關(guān)2452.034.0121.5200510c223719940720051023高含水計(jì)關(guān)638.00.087.3200