注水井短、宽缝压裂工艺技术研1

注水井短、宽缝压裂工艺技术研究 室内研究成果总结 采油工程技术研究院 2001 年 7 月 1 前 言 中原油田是以注水开发为主的老油田，如何注够水和注好水，充分动用油层，增加水驱动用储量，是注水开发油田的稳产基础；随着油田开发的深入，综合含水逐年增加（ 85%），由于开发单元断块小，油藏埋藏深，地层物性差异大，非均质严重、注水水质等因素影响，注采矛盾越来越突出，注水压力愈来愈高，注水愈来愈困难，造成水驱动用程度偏低（不到 50%），采出程度低（ 23%），、类储层得不到充分利用。 为了缓解注采矛盾及遏制高压注水造成的井况恶化，增加注入水的波及体积和洗油效率，解放、类储层，提高注水开发效果，采用新的压裂增注工艺技术显得尤为重要。 目前中原油田共有注水井 1747 口，其中注水压力2535注水井 266 口，注水压力在 35上的高压注水井 120 余口，中原油田注水压力在 35上的高压注水井120 余口，分布在文 13 东、文 13 西、文 13 北、文 203 块、文110 块、文 115 块、卫 79 块、卫 10 块、卫 81 块，有的区块注水压力在 40上还欠注或注不进（卫 42 块、卫 43 块）。由 于长期高压注水，多种非均匀载荷加于套管导致套管损坏，注水后不仅会直接影响射孔井段，而且还会通过断层、岩石界 2 面、窜槽等方式侵入非注水层，注入水进入盐膏层、泥岩层造成岩石膨胀、蠕动、滑移，导致套管非均匀受力而变形损坏。 近十几年来，注水井压裂增注 34 口井，其中污水不加砂压裂 7 口，污水加石英砂 3 口（砂比 10砂比 2027%，压后初期效果明显，但注水压力下降幅度较小，有效期没有达到预期要求。 一、 注水井欠注的主要因素分析 文东盐间、文南属于深层异常高压低渗油藏，地质储量 7524 104t，张 油藏埋深 3200m，储层变化大，油层连通程度低，异常高温高压，开发过程中的层压力下降，储层被进一步压实，储层孔隙结构可能发生较大变化，虽然采取了高压注水，整体压裂改造等措施，但开发上仍表现出吸水能力低，部分注水井注水压力高于 35达不到配注要求， 水动用储量低，水驱动用程度仅为 整体注水开发效果差，标定采收率仅为 采出程度只有 %，综合含水 目前，文东高压注水井（ 3555 口，注不进 13 口， 3 欠注 41 口，日配注 6350欠注 4156在欠注的 41 口井中，油层污染 23 口，占 物性差 10 口，占 注水压力低 8 口，占 文南油田正常注水井 90 口，注水压力 30 45 口， 35 37 口，欠注井 44 口，其中物性差 18 口，占 油水井连通性差 6 口，占 油层污染 4 口，占 结垢或污染 3 口，占 层少 3 口，占 见效后注不进 2 口，占 注水见效井吸水能力逐渐变差 8 口，占 总之，一厂欠注的主要因素是物性差（占 和油层污染（占 ，四厂欠注的主要因素是物性差（占 40%），注水见效后吸水能力逐渐变差（占 ,油水井连通性差（。 性差 注水压力低百分比（%） 4 0102030405060欠注原因百分比（%）物性差吸水变差油水井连通差油层污染层少结垢或污染见效注不进二、 注水井压裂应具备的条件 具备下列条件之一的注水井适合压裂增注： 1. 由于物性差而造成欠注的水井； 2. 由于污染而造成欠注的水井； 3. 油水井连通较好的欠注井； 4. 其他增注措施达不到增注目的的井； 5. 注水井距大于 100m 而欠注的井。 三、 研究适合于段、宽裂缝压裂工艺的压裂液体系 1. 增稠剂优选 增稠剂水不容物的高低，严重影响压裂液对地层的伤害，广泛应用的一级胍胶、特技胍胶、特优级胍胶进行性能评价，特有级胍胶水不溶物最低，但价格较高，综合考 5 虑：既减小伤害，又经济，建议选用特级胍胶，对特殊地层选用特优级胍胶（见表） 常用稠化剂性能评价 表 1 名称 1%粘度 不溶物 % 残渣 % 香豆 186 级胍胶 270 级胍胶 258 优级胍胶 231 85 . 胶联剂优选 通过对国内常用交联剂性能评价，交联剂 迟交联最好，但破胶化水较困难，综合考虑，选择 联剂较合适（见表 2） 交联剂性能评价表 表 2 名 称 交联时间 用温度 耐温性能 7000130 80100 0120 100 0120 80100 0130 100 12 70150 100 6 体） 69 70160 100 3. 降滤失剂的优选 注水井压裂液降滤措施要求不能使用油井压裂液中比较成熟的降滤失剂：柴油、油溶性树脂、细粉砂和粉陶等。因为柴油乳化后虽能起到降滤作用，但在排液和注水时又增大了流动阻力；其它固体降滤失剂也因为没有油产 生，存在着滞留缝区岩石孔隙的问题；随着注水的开始，会对这些惰性固体微粒进一步压实，造成渗透率下降，注水压力上升。 对于注水井压裂液，较为适合的降滤失剂是淀粉。它在常温时微溶于水，在高温时又得到增溶溶解，并在高温、氧化和淀粉酶作用下逐步降解，经过化学改性后又不增粘，不影响压裂液的流变性，故选用化学改性淀粉 为注水井压裂液降滤失剂。 淀粉类降滤失剂数据表 表 3 名 称 用量 % 初失水 ml/ 10 备注 空白 0 原淀粉 用随配 饼硬 饼疏松 饼韧 7 改性淀粉对基液粘度的影响 表 4 t 4 6 8 10 14 18 24 无改性淀粉 5 81 81 81 78 78 78 78 5 81 81 81 78 78 78 78 备 注 室温条件下， 度计， 170. 滤饼处理技术 在压裂过程中因为地层滤失而使压裂液在封面形成滤饼，并使聚合物在裂缝内浓缩，加上压裂液破胶后有少量残渣，因此，使用滤饼处理剂并加大破胶剂用量，可以清除裂缝的固相和滤饼，有助于压裂液返排彻底。 滤饼处理剂性能数据表 表 5 名 称 用量 % 温度 反应时间 h 降解百分率 % 00 2 00 2 20 2 20 2 30 2 30 2 . 强化破胶、快速返排技术 压后尽快返排，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，有利于水井早注水，注好水。 8 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（压后 有利于压裂液快速破胶与返排，把压裂液伤害降到最低点。 分段、快速破胶数据表 表 6 破胶剂 名称 破胶剂用量 % 温度 破胶时间 t 水化液粘度 L 00 6 L 00 5 L 20 4 L 20 2 L 20 1 . 注水井压裂液优选技术 水井短、宽缝压裂工艺对压裂液性能的要求 为了得到短、宽裂缝，要求压裂液耐温、抗剪切，携砂能力强，易破胶化水。 图 压裂液粘温曲线 9 压裂液性能数据表 表 7 配方一 配方二 适用温度 100 120 交联时间 稳定性 1709000胶时间 8 化液表面张力mN/m 25 25 水井压裂液优选技术原则 压裂液优选的基本技术原则是：保护储层，减少伤害，满足增注工艺要求，具有良好的适应性和可操作性。针对中原油田储层埋藏深、温度高、物性差、非均质严重等特点，压裂 液的携砂性能、降滤失和破胶化水性能尤为重要。 注水井增注不同于油井增产的主要特点之一是：注水井增注工艺之后注水方向与压裂时液体流向地层滤失方向一致，而油井增产措施之后储层流体流动方向与压裂液滤失方向相反。这一区别给注水井压裂液带来了降滤失添加剂和滤饼处理上的难度，这也是不同于普通油井压裂液的地方。 10 四、注水井压裂优化设计 1、注水井压裂增注机理 对注水井进行水力压裂的增注原理是：注水井压裂后，可以使注入水从原来的井底流向油层的径向流变为从井底线性地流向裂缝，然后再从裂缝中 单向地流入油层的线性流。由于裂缝和油层的接触面积远远大于井底和油层的接触面积，并且裂缝中的渗透性远远大于油层的渗透性，所以注入液从井底流向裂缝再从裂缝中流向油层的流动阻力要远远小于注入液从井底径向地流入油层的阻力。因此，在注入条件相同的情况下，注水井经过压裂后的注入量将大幅度提高。 若采油井生产一段时间后变为注水井，在注水初期由于井底附近地层压力降低，注入阻力变小，很容易注水。但随着井底压力的恢复，注水将变得越来越困难。并且在生产一段时间后，井底周围很可能造成污染。这时如果进行压裂，则裂缝不仅可以降 低流动阻力还可以起到解除堵塞的作用。这样水力裂缝对有井底污染而注水困难的注水井的增注效果就更加明显。 若井周围遇到不渗透边界，则会对注水造成很大的影响。 不压裂井径向流的节流压力损失、生产一段时间后的井底污染和井底周围的不渗透边界是影响注水量的三大障碍。从下面的注水井的单相流动模型分析可看出，注水井周围的水力裂缝可以 11 降低井底周围的流动阻力并且可以减小井底周围污染的影响。 2、注水井压裂裂缝参数优化 使用单相流动模型可以看出经过压裂后的注水井注入量会显著增大。而注入水在驱油过程中油层内为油水两相流动，此时用单 相流模型预测的注水量变化不能满足地层条件，因此需要用油水两相渗流模型预测注水井压裂后油 、 水井生产动态的变化规律，同时，注水井压裂后对油井生产动态的影响程度也是注水井压裂裂缝参数优化的条件之一，因此需要结合注采井生产动态优化裂缝参数。 (一 )数学模型的建立 油藏模型： 裂缝模型： o w S 其中： 12 ( , , )地层或裂缝内任一点的压力， ( , , )地层或裂缝内任一点的含水饱和度 ; 地层渗透率 , 2; ( )和 ( )分别为水相和油相相对渗透率 ; 孔隙度 ; 和 分别为单元体内总液流量和水流量 , 3/ ; e 为综合压缩系数 ,1/ o 和 w 分别为地下油和水的粘度 ,s。 边界条件 ： 对于不同类型的井网，可以建立不同的边界条件，根据中原油田区块井位布置情况及地质特点，采用五点井网 300 米井距，所取计算单元如图 13 所示。 图 13 计算单元示意图 13 初始条件： it 0, 0, 始地层压力， 始地层含水饱和度。 根据以上模型进行注水井裂缝长度、裂缝宽度及导流能力等相关参 数的优化和设计，经数值模拟计算表明，该模型能够较真实地反应地层及裂缝的相应动态变化，从而进一步提高了参数优化设计的精度。 (二 )计算结果及分析 根据中原油田的实际情况，所选注水井所处区块是不规则井网，但为了能够进行模拟计算 ,同时又能较准确地反映油藏实际 ,选用五点井网，同时借鉴该区块其它油井的裂缝方位，选取由一口采油井和一口注水井组成的模拟井网单元（如图 13）。由于重点分析注水井，所以假设采油井缝长和导流能力不变，在此条件下，模拟注水井缝长比和导流能力变化对采油及注水量的影响，并优选出最佳的缝长比和导流能力。 地层、原油及地层水参数见前面，油水相对渗透率数据如下表。 14 油水相对渗透率数据如下表 0 、注水井裂缝长度对开采动态的影响 根据所选区块的井网部属和地质参数，采用五点井网，井距为 300米，采油井缝长比设为 单翼缝长为 60 米，注水井缝长比分别取 0、究注水井缝长比变化对开采动态的影响。 （ 1）、对采油井日产量的影响 如图 14 所示，不同注水井缝长比 条件下，采油井日产量与生产时间的关系。由图可知，注水井压裂后的油井产量比注水井不压裂的产量有明显增加，且油井压裂后约 1000 天前的增产量远大于不压裂油井约 2100 天前的产量，并随注水井裂缝长度的增加，油井日产量也在增加，当裂缝缝长 15 比为 ，比注水井不压裂时采油井的日产量增加 23 方左右。 图 14 不同缝长比下日产量随时间的变化曲线 （ 2）、对累积采油量的影响 由图 15 可知，注水井压裂后累积采油量比注水井压裂前有明显的增加，对于压裂后的注水井，在 1300 天以前，累积采油量增加迅速，且随着缝长比的增加，累积采油量也越大，但在 1300 天以后，曲线变化趋势趋于平缓，累积采油量的增加速率逐渐放慢，这主要是由于油井已见水 ,含水率增加的原因。 16 图 15 不同缝长比下累积采油量随时间的变化曲线 （ 3）、对采出程度的影响 注水井压裂后采油井的采出程度明显高于注水井不压裂时采油井的采出程度，而且随裂缝缝长比的增加，采出程度也增加，说明实施注水井压裂时，对缝长也有一定的要求。 图 16 不同缝长比下采出程度随时间的变化曲线 17 2、 注采井缝长不变，裂缝导流能力对开采动态的影响 注水 井和生产井缝长比取为 50 75 析注水井裂缝导流能力对生产动态的影响。 （ 1）、对油井日采油量的影响 由图 17 可以看出，随着裂缝导流能力的增加，生产初期产量也相应增加，但随着生产时间的延长，产量递减迅速，约 2000 天后逐步进入稳定生产期；而且裂缝导流能力大于 后，产量增加并不明显，因此，综合考虑施工工艺和成本 ,注水井裂缝导流能力取 右为宜。 图 17 不同导流能力下日采油量随时间 的变化曲线 （ 2）、对累积产油量的影响 由图 18 可知，导流能力对累积产量影响较大，随导流能力的增加，累积产量不断增加，但裂缝导流能力高于 ，增加幅度逐渐减小，尤其裂缝导流能力为 ，油井产量更加接近，直至进入稳定生产期。 18 图 18 不同导流能力下累积产量随时间的变化曲线 （ 3）、对采出程度的影响 由图 19 可以看出，增加导流能力有利于采出程度的提高，但随开采时间的延长，增加幅度越来越小，由导流能力变化所引起采出程度的差别也在减小，因此，由模拟计算可知，导流能力取 宜。 图 19 不同导流能力下采出程度随时间的变化曲线 19 3、注水井裂缝长度对注水量的影响 （ 1）、不同裂缝长度下，注水量与时间的关系 从图 20 可以看出，在给定条件下，注水井压裂后，注入量有明显增加，在缝长比为 ，比不压裂时的注入量增加 30 方左右，而且随着缝长的增加，注入量也相应增加，但随着生产时间的延长增加的幅度趋势逐渐减小。因此，对于中原油田注水井，增加缝长可以在一定程度上增加注入量。 图 20 不同缝长比下日注水量随时间的变化曲线 （ 2）、注水井裂缝长度对累积注水量的影响 20 由图 21 可以看出，注水井压裂后，累积注水量比注水井不压裂时明显增大，而对于压裂后的注水井，随缝长的增加，累积注水量也有所提高，因此，根据井网实际情况，在一定限度内增加注水井缝长有利于提高增注效果，及时补充地层能量。 图 21 不同缝长比下累积注水量随时间的变化曲线 4、 注水井缝长不变，裂缝导流能力对注水量的影响 设注采井的缝长比为 水井 裂缝导流能力分别取 40 50 75 析注水井裂缝导流能力对注水状况的影响。 （ 1）、导流能力对日注水量的影响 21 图 22 为注水井裂缝导流能力对日注水量的影响，由图可以看出，导流能力的增加可以提高水井的注水量，导流能力从 注水量相差 45 右；但从 50 加到 水量增加的幅度越来越小，而且当导流能力大于 ，随生产时间的延长，注水井日注入量的增加不大，因此，较合适的注水井裂缝导流能力应为 图 22 不同导流能力下日注水量随时间的变化曲线 （ 2）、导流能力对累积注水量的影响 图 23 为注水井裂缝导流能力对累积注水量的影响，从图中可知，裂缝导流能力对累积注水量影响较大，裂缝导流能力增加时，累积注水量也随之增加，但 一个临界之值，当注水井裂缝导流能力分别为 ，累积注水量有明显的增加，而导流能力大于 ，增加幅度逐 22 渐减小，由图 23 可以看出，导流能力为 ，累积注入量的差别较小， 图 23 不同导流能力下累积注水量随时间的变化曲线 （ 3）、变裂缝导流能力分配对采油量的影响 在图 24 26 中，把裂缝导流能力在四种不同分配情况下的日采油量、累积采油量、采出程度进行了比较，在裂缝导流能力分别为 60、 50d、 50、 50、 ，三个产量指标无明显区别，而且其与裂缝导流能力按 50、 40、 配时的差别也不大， 1000 天前日采油量相差 2 方左右，采出程度在 700 天前差别不大， 700 天后相差 2%左右；而裂缝导流能力若按 50、 30、 配，则各 项指标与前三种分配方式相比都有较大差别， 1000 天前日采油量相差 7 方左右，采出程 23 度总体相差 7左右。因此可以得出，裂缝导流能力按 配时，油井日采油量、累积产量及采出程度相差并不大，但变导流能力分配可以大大降低压裂费用，具有非常大的经济意义。 图 24 不同导流能力分配下日采油量随时间的变化曲线 24 图 25 不同导流能力分配下累积产量随时间的变化曲线 图 26 不同导流能力下分配下采出程度随时间的变化曲线 （ 4）、变裂缝导流能力分配对注水量的影响 图 27、 28 是注水井裂缝导流能力在四种分配方式下日注入量和累积 25 注入量随生产时间的变化情况，由图可以看出，导流能力分别为 60、 50、 50、 50、 ，注水井的日注入量及累积注入量非常接近，而且这两种分配方式与导流能力按 50、 40、 配时相比，日注入量和累积注入量差别并不大；但当裂缝导流能力按 50、 30、 项注水指标都远小于前三种分配方式。而且，由图可以看出，在前三种分配方式中，注水井按变导流能力分配原则 压裂后，其初期注水量与按统一导流能力分配时的差别并不大，只是对后期注水量有略微影响，但日注水量差值也仅为 10 方左右，然而变导流能力分配原则下所节省的压裂费用却是非常可观的。 图 27 不同导流能力分配下日注入量随时间的变化曲线 26 图 28 不同导流能力分配下累积注入量随时间的变化曲线 根据以上模拟计算及分析可知，为了达到经济有效地进行油田开发，注水井压裂时，在已有井网条件下，尽量控制注水井缝长比在 内，同时在优选出裂缝统一导流能力为 前提下，可使裂缝导 流能力遵从变导流能力分配原则，并按 配裂缝的导流能力。 四、注水井压裂施工方案设计 （一）、排量对缝宽的影响 27 利用裂缝优化参数，参照文 13 214 井的一些参数，取杨氏模量为31800松比为 进一步模拟计算裂缝宽 度与压裂排量的对应关系，根据模拟计算结果绘制图 29。 由图 29 可知，随着排量的增加，最大裂缝宽度不断扩展，但裂缝宽度不会无限度地扩展，增加幅度逐渐减小，它受工艺、设备、现场生产状况及地层条件等制约，同时考虑到经济指标的影响 ，进一步的模拟研究表明，排量在 2 4m3/宜。 图 29 最大缝宽与排量的对应关系曲线 为了得到短、宽裂缝，重点地研究了前置液量、排量、缝高、砂比