中聚合物驅(qū)壓裂效果及認(rèn)識(shí)

薩中聚合物驅(qū)壓裂效果及認(rèn)識(shí)大慶油田第一采油廠二○一一年十一月匯報(bào)人：王月英一、薩中聚合物驅(qū)壓裂設(shè)計(jì)原則及實(shí)施辦法二、2011年薩中聚驅(qū)壓裂主要做法及效果三、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)及下步工作建議

目錄2011年聚驅(qū)壓裂做到了技術(shù)上的五結(jié)合和管理上的六到位：加強(qiáng)壓前培養(yǎng)優(yōu)化方案設(shè)計(jì)優(yōu)化工藝設(shè)計(jì)加強(qiáng)現(xiàn)場監(jiān)督優(yōu)化機(jī)采參數(shù)加強(qiáng)壓后保護(hù)目的層的選擇與壓前培養(yǎng)相結(jié)合地質(zhì)方案設(shè)計(jì)與工藝設(shè)計(jì)相結(jié)合工藝參數(shù)選擇與油層性質(zhì)相結(jié)合壓裂技術(shù)監(jiān)督與關(guān)鍵環(huán)節(jié)相結(jié)合機(jī)采參數(shù)調(diào)整與壓后保護(hù)相結(jié)合做到方案精細(xì)設(shè)計(jì)、過程精細(xì)管理。一是根據(jù)井組油層發(fā)育及連通狀況確定壓裂時(shí)機(jī)全井薄差層層數(shù)比例大于80%厚度比例大于60%全井射開層完善程度大于50%全井薄差層層數(shù)比例50~80%厚度比例30~50%厚、薄層滲透率極差大于3薄差層完善程度大于50%注聚初期壓裂注聚中、后期壓裂全井薄差層層數(shù)比例小于50%厚度比例20~40%薄差層完善程度大于50%過程中跟蹤動(dòng)態(tài)變化優(yōu)化設(shè)計(jì)8-12m3/每縫20-25m3/每縫

125m

井距

250m加砂量設(shè)計(jì)：不同井距、不同油層個(gè)性化設(shè)計(jì)

150m二是優(yōu)化設(shè)計(jì)壓裂工藝參數(shù)和壓裂方式一類二類6-10m3/每縫二類8-15m3/每縫一類高、低含水層隔層小的層段薄隔層壓裂工藝技術(shù)局部高水淹或重復(fù)壓裂層段選擇性壓裂工藝技術(shù)定位層間挖潛層內(nèi)新裂縫限流法壓裂投產(chǎn)的井細(xì)分控制壓裂工藝提高動(dòng)用程度小層多、薄，隔層小的層段多裂縫壓裂工藝提高動(dòng)用程度壓裂方式設(shè)計(jì)：不同油層對(duì)象個(gè)性化設(shè)計(jì)二是優(yōu)化設(shè)計(jì)壓裂工藝參數(shù)和壓裂方式三是根據(jù)單井不同含水階段主要?jiǎng)討B(tài)特征和注采矛盾，明確和細(xì)化壓裂選井選層原則，改善開發(fā)效果含水下降期井組注采能力下降

油井含水下降

產(chǎn)油增加含水下降低于全區(qū)平均水平產(chǎn)液量下降幅度大于30%沉沒度低于300m井組注采比大于1.2井組連通較好，注入井注入困難滿足以上3個(gè)條件可考慮壓裂以細(xì)分壓裂、多裂縫為主，薄差層加大砂量促進(jìn)油井見效、提高注采能力含水穩(wěn)定~回升初期

含水穩(wěn)定或快速回升

液量低、增油量下降

注入能力下降采液指數(shù)低于全區(qū)平均水平20%薄差層較集中且砂巖厚度大于2m沉沒度低于300m井組注采比大于1.2井組連通較好，注入井注入困難滿足以上3個(gè)條件可考慮壓裂以細(xì)分壓裂、普壓和選壓為主，薄差層加大砂量

提高注采能力、擴(kuò)大增油效果

延長低含水穩(wěn)定期，提高薄差層動(dòng)用程度三是根據(jù)單井不同含水階段主要?jiǎng)討B(tài)特征和注采矛盾，明確和細(xì)化壓裂選井選層原則，改善開發(fā)效果含水回升后期含水回升減緩，注入采出穩(wěn)定

剖面反轉(zhuǎn)，薄差層動(dòng)用降低

聚合物突破加快薄差層連續(xù)兩次吸水比例小于20%采聚濃度高于全區(qū)平均30%河道砂一類連通厚度比例大于50%全井含水大于92%滿足以上3個(gè)條件可考慮壓裂以普通+多裂縫壓裂+堵水為主，薄差層加大砂量

提高薄差層增油效果，減緩含水回升

減小層間差異，控制低效循環(huán)三是根據(jù)單井不同含水階段主要?jiǎng)討B(tài)特征和注采矛盾，明確和細(xì)化壓裂選井選層原則，改善開發(fā)效果薄差層連通厚度比例大于30%四是根據(jù)井組注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，以提高井間連通程度為目的，重點(diǎn)改造油水井端薄差層，減小平面、縱向差異厚注薄采井組：壓裂油井薄差層提高產(chǎn)液能力促進(jìn)薄差層見效薄注厚采井組：壓裂水井薄差層提高注入能力改善見效效果薄注薄采井組：油水井對(duì)應(yīng)壓裂提高注采能力油層有效動(dòng)用五是壓裂井、層以采定注，根據(jù)井組注采平衡優(yōu)化注采參數(shù)，保證壓裂效果的持續(xù)注入井以壓裂后增液強(qiáng)度6t/m.d折算，保證井、層注入水平采出井根據(jù)壓裂后油井沉沒度水平、持續(xù)時(shí)間和井組注采比及時(shí)優(yōu)化機(jī)采參數(shù)參數(shù)優(yōu)化依據(jù)保障措施項(xiàng)目方案優(yōu)化調(diào)整解堵、壓裂油井壓裂前1-2月實(shí)施調(diào)參換泵換型一、薩中聚合物驅(qū)壓裂設(shè)計(jì)原則及實(shí)施辦法二、2011年薩中聚驅(qū)壓裂主要做法及效果三、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)及下步工作建議目錄整體效果與2010年對(duì)比201020112010201020112011壓裂有效厚度（m）15.3m13.0m8.0m5.6m-2.3-1.4壓裂砂巖厚度（m）壓裂層段數(shù)（個(gè)）2.73.3+0.620102011201020110.851.014.436.52增液強(qiáng)度（t/m.d）增油強(qiáng)度（t/m.d）+2.09+0.162011年，以改善開發(fā)效果為目的，在做好壓前培養(yǎng)和壓后保護(hù)的基礎(chǔ)上，通過優(yōu)化壓裂工藝、精細(xì)壓裂方案設(shè)計(jì)，取得單井日增油6.2t的較好效果在南一區(qū)東塊大砂量壓裂取得較好效果基礎(chǔ)上，推廣到其它一、二類油層。尤其是薄、差層數(shù)多、射開孔數(shù)少的層段，采用大砂量加大排量施工一是地質(zhì)方案設(shè)計(jì)與工藝設(shè)計(jì)相結(jié)合CD23-E31井壓裂方案設(shè)計(jì)層段砂巖

（m）有效

（m）壓裂

方式壓裂砂巖

（m）壓裂有效

（m）加砂量

（m3）有效縫長

（m）有效

縫寬

（mm）薩II13-142.61.6普通壓裂2.61.66253.5薩III3\41.91.4普通壓裂1.91.46253.5薩III5+6\31.70.5普通壓裂1.70.58294薩III102.51.6普通壓裂2.51.66253.5普普普普CD23-E31井組柵狀圖橫向上以提高穿透比為主，在保證措施效果的前提下優(yōu)化施工參數(shù)CD23-E31井開采曲線壓裂+45.7+14.3+1.8+36.0+5.3壓裂壓裂目前仍有效壓裂縱向上優(yōu)化了多裂縫、普通壓裂、選擇性壓裂和薄隔層等細(xì)分細(xì)卡壓裂工藝組合，提高了壓裂措施的針對(duì)性針對(duì)高低含水層隔層小的層段，應(yīng)用薄隔層壓裂工藝技術(shù)普普普普B1-25-E43井開采曲線+3.1+5.3+37.1B1-25-E43井組柵狀圖針對(duì)局部高水淹或重復(fù)壓裂層段，采用選擇性壓裂，確保層內(nèi)壓出新裂縫。-1.5+8.5+73.6壓裂D24-SP270井開采曲線D24-SP270井組柵狀圖實(shí)施16口井，平均單井日增液48t，日增油5.4t。普選多投產(chǎn)時(shí)采用限流法壓裂的井產(chǎn)量遞減快，用細(xì)分控制壓裂工藝。優(yōu)化層段組合，提高小層動(dòng)用程度。壓裂-2.4+4.8+32.6普普普多B1-54-P245B1-54-P245井開采曲線B1-54-P245井組柵狀圖針對(duì)小層多，油層薄，隔層小的層段，采用多裂縫壓裂技術(shù)多多壓裂-3.6+14.7+45.6B1-D24-SE58井開采曲線B1-D24-SE58井組柵狀圖實(shí)施56口井，平均單井日增液41t，日增油6.1t。含水下降期壓裂提高井組注采能力，含水下降幅度加大，促進(jìn)了油井見效二是依據(jù)不同注聚階段選井選層原則優(yōu)選壓裂井，保證注聚見效效果普普多普Z22-E56井組柵狀圖Z22-E56井開采曲線壓裂-3.6+14.7+45.6實(shí)施31口井，平均單井日增液44t，日增油7.7t。壓裂含水穩(wěn)定~回升初期優(yōu)選壓裂井，延長含水低值期，保證見效高峰效果+2.8+6.1+41.2B1-25-SE53井開采曲線B1-25-SE53井組柵狀圖普普普普實(shí)施92口井，平均單井日增液41t，日增油6.9t。含水回升后期壓裂堵水結(jié)合，抑制高產(chǎn)液、高含水層，挖潛薄差層剩余油井組沉積相帶圖（堵水層位）（壓裂層位）堵多多普B1-61-P274油井井號(hào)連通水井井號(hào)措施前措施后注入

壓力（Mpa）日注

溶液（m3）注入

壓力（Mpa）日注

溶液（m3）B1-61-P274B1-5-P27312.43013.545B1-5-P27412.212012.1165B1-62-P27312.410013.1120B1-62-P27413.53012.745周圍注入井變化表+6.6t+86t-2.0壓裂實(shí)施19口井，平均單井日增液26t，日增油4.3t。三是根據(jù)井組注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，以提高井間連通程度為目的，重點(diǎn)改造油水井端薄差層，減小了平面、縱向差異厚注薄采井組，壓裂油井薄差層，提高了產(chǎn)液能力，促進(jìn)了油井薄差層動(dòng)用厚注薄采井組柵狀圖9094696239431371211261181171051021011050100200日產(chǎn)液(t)3.24.04.26.45.75.613.311.610.111.79.310.59.910.511.401020日產(chǎn)油(t)96.595.093.989.685.287.190.390.492.090.192.190.090.389.789.28090100含水(t)3287147102733303403403683682422421521522102100400800沉沒度(m)018415823290590590511421120112010781078952952839070014002010052010062010072010082010092010102010112010122011012011022011032011040515053006150630071507300815083009150930采聚濃度(mg/L)ds壓裂+7.7+94+2.4多多多B1-D25-E40井開采曲線實(shí)施38口井，平均單井日增液38t，日增油5.6t。薄注厚采井組，只壓裂水井薄差層，提高了注采能力，見效效果得到改善薄注厚采井組柵狀圖油壓(MPa)日實(shí)注(m3)注入濃度(ppm)12.67817869.6621000普多多普普普多0501004.0489.014.412.57S29-10S313.72.3S2141.4層位厚度相對(duì)吸水量(%)相對(duì)吸水量(%)10.254.325.105010010.4C2-P2剖面對(duì)比CD23-SE36剖面對(duì)比05010012.8970.1516.96S31S381.42.0S330.2層位厚度相對(duì)吸水量(%)相對(duì)吸水量(%)05010025.245.229.6薄注厚采井組，只壓裂水井薄差層，提高了注采能力，見效效果得到改善水井壓裂日產(chǎn)液、沉沒度逐漸上升注入井連通采油井見到了較好效果薄注薄采井組油水井同時(shí)對(duì)應(yīng)壓裂，注采能力提高，油層得到有效動(dòng)用油壓(MPa)日實(shí)注(m3)注入濃度(ppm)11.724715569.32091243薄注薄采井組柵狀圖壓裂+5.7+20-3.6C2-SE36井開采曲線實(shí)施91口井，平均單井日增液42t，日增油7.1t。四是對(duì)壓裂井及時(shí)采取壓前培養(yǎng)和壓后保護(hù)，確保壓裂效果的持續(xù)性壓前培養(yǎng)：方案調(diào)整295井次解堵17井次水井壓裂43井次日增溶液2558m3壓后保護(hù)：方案調(diào)整124井次換泵53井次調(diào)參121井次2011年1-9月聚驅(qū)壓裂井累計(jì)增油6.1×104t普多多壓后換大泵調(diào)大參數(shù)壓裂+11.6+53.1-5.2CD3-SE31井開采曲線注入濃度（mg/L）壓前培養(yǎng)25411131251284+30注入溶液量（m3）138CD3-SE31井組柵狀圖