低渗透油藏压裂改造工艺技术

低渗透油藏压裂改造工艺 中原油气高新股份有限公司采油四厂 李帆 张俊平 赵战江 摘要： 针对文南油田深层、高压、低渗的地质特征，结合近两年来文南油田的压裂工作实际，阐述了适合文南油田地质特点的压裂工艺技术、压裂液体系及压裂新工艺应用情况；回顾了文南油田在压裂工作上一些具体的做法及压裂效果，提出了一些新认识。 主题词 ：低渗透、压裂工艺、压裂方式、优化设计 一、工艺技术简介 ： 针对文南油田深层、高压、低渗的地质特点，在搞清压裂油井区域构造、储层物性、油水井对应关系、生产历史、井况等资料的基础上，根据每口井的储 层物性特征，选择恰当的水力压裂模型，计算出不同缝长所需要的压裂液总量；根据储层及流体特征，优选合适的压裂液和支撑剂；优化出施工中恰当的泵注参数，优选加砂浓度和加砂程序；优化支撑剂的泵注程序，解出最大支撑缝长，得出最优化的裂缝支撑形态；然后对不同缝长的设计方案进行计算，完成总的经济评价，从中选出投入最少、收益最大的设计方案，即为最优化的设计方案。然后在施工中优选适合文南油田的压裂液体系，采用分段破胶、快速返排工艺，减少对地层的伤害；强化施工监督力度，确保施工严格按设计执行；加强压后管理，保证最佳的压裂效果。 二、文南油田地质特征。 文南油田是一个典型的深层、高压、低渗透、复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般在 2210均埋藏深度 3100m；油层平均压力高，原始地层压力 部分油井破裂压力在50间，油藏初期产量高，地层压力下降比较快，弹性产率低；渗透率低，空气渗透率 103均空气渗透率为： 25 103水井启动压力高，注水困难，储层连通程度差；断层比较发育，小断层较多，油井连通率差，断块较小，注水开发比较困难。这些地质特征决定了文南 油田有相当比例的油井，无法注水开发，只能依靠弹性能量开采，因此压裂改造在油田生产中占有重要的作用，是一相有效的进攻性措施，在措施产量中占有比较大的比重。 三、文南油田的压裂技术现状。 在油田开发早期的压裂工作，由于受压裂液、压裂工艺技术条件的限制，压裂方式比较简单，一般采用油套合注的压裂方式，压裂规模比较小，一般加砂强度小于 1m3/m，但由于是开发初期，地层能量比较充足，压裂效果比较好。随着油田开发的不断深入，地层能量下降，油井含水上升，开发难度越来越大，压裂工作的难度也越来越大，随着压裂工艺技术的不断成熟 和完善，压裂液性能越来越稳定，压裂工艺技术也能满足不同类型油井压裂的需要。 1、压裂方式的选择。 每种压裂方式都有自身的优缺点，对于一口压裂井来说，根据井的具体情况选择合适的压裂方式是一项重要的工作，只有选择恰当的压裂方式，才能发挥出井的最大潜能，达到最佳的压裂效果。一般对于新投产的油井来说，由于井况比较好，射孔井段比较单一，一般采取油套合注的压裂方式，这样可以达到较大的泵注排量，减小地面泵注压力；对于老井压裂，如果压裂目的层上部或下部有层分布，一般采取下部填砂保护，上部采取卡封分层保护上部油层；对于油井套 管有问题的井一般采用卡封保护套管的压裂方式；对于压裂目的层断跨度比较大的油层，如果油层物性差异较大，一般采取投球分层压裂方式，达到不卡封分层的目的，投球方式一般有：投一压二、投一压一、投二压二等方式，具体采用哪种方式要根据油井的具体情况来决定。 比较目前常用的几种压裂方式，每种方式都有自身的优缺点。油套合注压裂方式可以提高泵入 排量，减少沿程摩阻损失，可以加大压裂规模，减少砂堵事故，但如果压裂目的层上部有油层存在就不能用这种方式，同时由于压裂时油管内流体和油套环空内流体的流速存在差别，导致压裂泵注支撑剂的最后 阶段的高砂比难以保证。卡封分层压裂能达到保护上部油层和保护套管的作用，但同时，由于油管注入摩阻较大，导致井口注入压力升高，对泵注设备提出更高的要求。对于压裂层段内不同小层段物性差异较大的油井，投球压裂能达到分层压裂的目的，对于物性差异差别不太大的油井，一般很难达到分层改造的目的。 综上所述，采取什么样的压裂方式，要根据油井具体情况来决定，压裂方式本身并没有优劣之分，仔细分析压裂油井的有关资料，选择出最适合压裂方式才是最重要的，才能最大的发挥压裂井的潜能，达到最大的压裂效果。 2、适合于文南油田高温、高压、低 渗油藏的压裂液及支撑剂体系 为保证压裂施工的顺利进行并尽量减少对地层的伤害，选择压裂液的主要条件是携砂性能、滤失性和对油气层的伤害性。要求压裂液耐温、抗剪切，携砂能力强，易破胶化水。 增稠剂优选： 为保证压裂施工的顺利进行并尽量减少对地层的伤害，选择压裂液的主要条件是携砂性能、滤失性和对油气层的伤害性。要求压裂液耐温、抗剪切，携砂能力强，易破胶化水。选用 裂液，选择羟丙基胍胶作为稠化剂，试验表明，稠化剂胍胶具有低摩阻特征；合理控制压裂液粘度，在温度 133、 170切速率条件下剪切 60裂 液粘度控制在 右。 交联剂优选： 通过对国内常用交联剂性能评价，交联剂 迟交联效果最好，但破胶化水较困难，综合考虑，选择 联剂较合适 降滤失剂的优选： 油井压裂液降滤失措施主要使用比较成熟的降滤失剂：柴油、油溶性树脂、细粉砂和粉陶等。现场主要选用油溶性树脂作为降滤失剂。 破胶剂的选择： 压后快速返排，有利于降低压裂液对地层的伤害，提高返排率，缩短关井时间，采用分段破胶、复合破胶技术，可大幅度缩短压裂液破胶时间，有利于压裂液快速破胶与返排，把压裂液对地层的伤害降到最低点。试验 结果表明，压后 8 小时，压裂液粘度可降到 3.4 渣含量 354。 支撑剂的选择： 文南油田地层闭合压力高达 50用在支撑剂上约 40保证裂缝获得较高的的导流能力，应选用粒径规范合格、在高闭合压力下能提供高导流能力的支撑剂，对国内三个不同的烧结陶粒的物性和导流能力进行了评估，一般采用粒径在 能指标有两种，一种是 52力下，破碎率为 10%，另一种为 69力下，破碎率 10%，前者用于破裂压力小于 50压裂井，后者用于较深井，破裂压裂高于 65压裂井。 四、压裂新工艺配套技术： 高砂比压裂施工工艺： 通过高砂比压裂施工，可以使裂缝在垂向及水平方向上均得到最大量的填充，而且对裂缝面及支撑砂堤污染小，并能有效控制缝高的发展，在压裂设计时，我们通过对比分析及模拟，提高了砂比，阶段最高砂比达 45%，平圴砂比提高到 30%，提高了裂缝导流能力。 快速返排工艺： 采用分段破胶、复合破胶技术，可大幅度 缩短压裂液破胶时间，在压裂后 4时控制放喷。有利于压裂液快速破胶与返排，把压裂液伤害降到最低点。 分压选压技术： 在同一开发层系，由于小层间的非均质性而 存在高渗与低渗的差别，为了压开低渗层段，提高油层纵向改造程度，改善出油剖面，采用塑料球选择性压裂工艺。这种工艺是利用各层间破裂压力的不同，首先压开破裂压力较低的层段进行加砂，然后在顶替液中投入塑料球，将 其射孔孔眼堵住，再提高压力压开破裂压力高的层段。 五、压裂方面所做的具体工作 1、加强油藏研究，精心选井选层，加强措施前期论证，实行重大措施专家评审制度。措施前，深入地质研究，充分应用各方面资料，了解油层潜力。认真分析储层物性、地质构造，油水井对应关系、断层分布、裂缝方位等，开展剩余油分布的研究和监测。 2、 进一步优化压裂设计，改善压裂效果，在压裂设计过程中，强调地质与工程相结合，摸清油藏基本情况，详细掌握油水井动静态资料，开展工艺适应性分析， 2003 年没有一口油井压裂后暴性水淹。 3、加强管理，精细施工，全方位监督压裂施工全过程。施工期间监督交联剂、破胶剂和支撑剂的加入情况，严格按设计施工，取全取准各项施工参数，并逐步完善试验手段。 4、压裂前后测井温、裂缝监测，评价压裂效果，摸清裂缝的形成规律，为其他油井设计提供可靠依据。压裂前后软探砂面，对比砂面上升情况，避免砂面掩盖油层，力求不冲砂或少冲砂，油井尽快恢复 产能。 六、压裂效果分析： 采油四厂 2003 年 1份共实施压裂井 51 井次，其中老井压裂 25 井次，有效 23 井次，有效率 92%，累计折算增油 13723.8 t，平均单井增油 井压裂 26 井次，累计折算增油 16340t，平均单井增油 计投入费用 2550 万元，吨油价格按 1400 元计算，累计产出：（ 16340+13723）*1400=元，投入产出比： 1： 得了较好的压裂效果。 七、论及认识 1、建议压裂前坚持测静压，特别是经过长期生产，油层能量低，没有能量补充 ，压裂前坚持测静压，确定目前地层压力，杜绝盲目施工，减少压裂风险。 2、新井压裂或补孔压裂前，考虑以后的压裂措施，认真选择射孔方式和射孔井段，从而满足压裂工艺技术要求，避免多层系、长井段压裂，减少以后压裂工作的难度，最大限度地挖掘油层潜力。 3、将压裂井层的培养纳入区块综合治理中，压裂后注重压裂井层的管理，注水井及时调整配注。干层压裂虽然规模较大，效果极差，应持慎重态度。压裂引效选择