水力压裂优化设计的应用

1 前言 2001 年，在厂领导的关心和支持下，在所领导的亲自指导下，认真履行 项目组的工作职责，执行项目的运作程序和有关要求， 加强措施实施的前期论证和资料录取工作，优化压裂设计，积极推广新工艺、新技术，做好措施实施后的效果评价和经济效益分析工作，在总结经验的基础上 不断提高项目组的管理水平，实现油水井措施管理的规范化、决策的科学化。 一、水力压裂优化设计的应用 （一）、压裂优化设计的步骤 a) 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的压裂液总量； b) 根据储层及其流体的特性，优选合适的压裂液和支 撑剂； c) 考虑操作上的限制，解出施工中恰当的泵注参数；优选加砂浓度和加砂程序。 d) 优化支撑剂的泵送程序，解出最大支撑缝长，从而得到最优化的裂缝支撑几何态。 e) 对各种不同缝长的设计方案进行净现值计算，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，为最优化的压裂设计。 （二）、文 79压裂设计实例 1、地质概况 文 79位于文南构造文 79 北块，压裂层位 42 地层声波时差 m，空隙度为 具有高压、高温、低渗、空 吼半径小等特点。 2、设计思想与要求 （ 1）该井压裂层段相对集中，井况条件一般，考虑采用卡封护套，合层压裂。 （ 2）压裂层位上下遮挡层较好，压裂高度可以控制。 （ 3）采用适合于文南地区的压裂液体系，提高压裂液效率，减少对地层的伤害。 （ 4）针对文南地区地层闭合压力高的特点，采用陶粒作为支撑剂。以提高导流能力。 3、优化压裂设计 文 79采用美国 裂设计软件进行设计。按照实际地质情况的物性参数进行了 拟三维的模拟计算。 a、确定设计参数 （ 1）有效渗透率 有效渗透率无数据，按照经验取 值为 （ 2）空隙度与有效厚度 空隙度与有效厚度取自小层数据表。 （ 3）杨氏模量与泊桑比 压裂设计时所用的杨氏模量是静态杨氏模量。采用长源距数字声波测井（ 全声波形，经算法处理取得剪切波速和压缩波速，借助密度测井数据和下列方程来计算岩石波桑比和杨氏模 3 量。 1)/(2)/( 1)/(4)/(3102223 式中： . 压缩波速（纵波）， um/m; . 剪切波速（横波）， um/m; . 动态的波桑比，无因次； . 动态杨氏模量， b 岩石密度， g/使用下列方程相互换算动态和静态值 27)1()1()1)(21(b )1(0 13 8.0 12 G. 岩石的剪切模量， 岩石密度， g/ f 地层流体密度， g/ . 地层空隙度，小数。 对于该参数的获取，由于没有得到文 79的全波测井的资料。我们采用同区块以往压裂井施工反推来获取。 （ 4）地层最小水平主应力 裂缝闭合压力数值上等于地层的最小水平主应力，是压裂液能 4 产生裂缝所必须克服的地层力。在 件中，它是一个重要的压裂控制参数，它直接影响裂缝的高度、地面施工压力、支撑剂的积压和嵌入所受应力等许多数据。 对于最小主应力的确定。有如下公式： PP o )(21 2 式 中： 地层最小水平主应力； v. 岩石波桑比； . 储层上覆压力， . 储层目前地层压力， 数，无因次，约为 对于地层的最小水平主应力的获取。由于公式中获取比较困难，采用同区块以往压裂施工井反推来获取。该参数有一定的误差。 （ 5）地层的其他设计所需参数 除了上述几个重要参数外，在设计中还需要其他的几个物性参数，如：压裂层净厚度、含水饱和度、地层流压、驱油面积、流体粘度、表皮因子、压裂管柱参数等。 b、 建立地层模型 我们对压裂层位所处的井段进行分层：从文 79的测井图，我们分层时上界定 ，下界定 ，根据测井结果对不同物性的层段进行分层，物性参数按实际测井解释中的参数代入。分层如图 1 所示： 5 图 1 从上表我们可以看出压裂层段的具体参数，由图 1 可以看出，该压裂井段可以分为三小层。 c、地层是否适合压裂的模糊逻辑判断与解释 当地层的基本参数输入后，包括井深、产层净厚度、空隙度、流体粘度、流压、含水饱和度、驱油面积、表皮系数、含油饱和度和渗透率，我们可以初步得到结论：该井段是较好 的压裂层段，见图 2。 d、地层的岩石机械特征与盖层的遮挡效果 地层的应力剖面对裂缝的高度延伸影响很大，我们作出地层的应力剖面图，然后对地层的应力剖面图进行模拟计算，判断遮挡层的效果。 6 图 2 图 3 从图 3 的数据来看，产层与遮挡层的杨氏模量存在一定的差值，而波桑比较为接近，岩石的疏密差异不是很明显。对地层的应力参数梯度来看，差异较大，缝高可以控制。 对地层的压裂模拟计算可以看出：上下隔层是好的遮挡层。图4 是通过对地层 物性参数的模拟计算后，判断结果解释图，从图 4 7 可以看出上下隔层是很好的遮挡层。 图 4 e、增产效果与半缝长关系 图 5 8 图 5 设计计算出的部分施工参数 表 1 设计参数 设计缝长 （米） 95 施工排量 （立方米 /分） 需活性水总体积 （立方米） 需前置液总体积 （立方米） 需携砂液总体积 （立方米） 需支撑剂总体积 （立方米） 需顶替液总体积 （立方米） 均裂缝高度 （米） 壁处裂缝高度 （米） 壁处裂缝最大高度 （厘米） 裂 液效率 （ %） 均砂比 （ %） 产倍比 9 由图 5 可以看出，当裂缝的支撑半长为 100 米时可以达到最好的增产效果。故在压裂设计时建议的支撑半长为 95 米。 f、地层模拟计算结果：见图 6、表 1 四、适合于文南油田高温高压低渗油藏的压裂液体系 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。 1、 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。 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，综合考虑：既减小伤害，又经济，建议选用一级胍胶，对特殊地层选用特优级胍胶（见表 2） 常 用稠化剂性能评价 表 2 名称 1%粘度 不溶物 % 残渣 % 香豆 186 级胍胶 270 10 特级胍胶 258 优级胍胶 231 85 、交剂优选 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 3） 交联剂性能评价表 表 3 名 称 交联时间 用温度 耐温性能 7000130 80100 0120 100 0120 80100 0130 100 12 70150 100 体） 69 70160 100 3、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。现场主要选用油溶性树脂作为降滤失剂 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，采用分段破胶、复合破胶技术，可大幅度缩短压裂 11 液破胶时间，有利于压裂液快速破胶与返排，把压裂液伤害降到最低点。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。 分段、快速破胶数据表 表 4 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 、支撑剂的选择 文南油田地层闭合压力高达 55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，经试验评价，选用质量上乘的烧结陶粒。粒径 能指标： 69碎率小于 10%。 五、压裂工艺配套技术： 1、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在量的填充，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。 2、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 12 快速破胶与返排，把压裂液伤害降到最低点。 3、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。 4、大型压裂工艺 为了提高压裂效果，延长有效期，今年开展了大型压裂工艺，加大压裂规模，有效提高支撑缝长。 5、裂缝监测：其原理是：裂缝扩展时，必将沿裂缝边缘形成一系列微震，确定震源位置，就可确定裂缝轮廓，目前其结果可以给出裂缝长度、方位、高度和产状。 六、水力压裂选井的原则 （一）、适合压裂作业的井 1、含油饱和度较 高、岩石胶结好、渗透率较低的油井。 2、在生产中显示压力高，产量低的井；同区块同油层但产量较其它各井低的井。 3、 渗透率较低或渗透率高低不均匀，有一定的潜力但连通性不好的井。 4、距边水远或距注水线较远的井。 13 5、油层严重污染堵塞的井。 6、经过水力压裂证明增产见效的井，可以进行重复压裂改造油层。 （二）、不适合压裂作业的井 1、固井质量不好的井。 2、管外有可能窜槽的井。 3、套管严重腐蚀或有损伤、变形的井。 4、邻近油层有水层、气层或夹层较薄、隔绝不良的井。 5、渗透率较高（ 西以上）的井。 6、重复压裂多次没有明显效果的井；油层压力较低的井。 7、经过长期生产，油层能量已经很低或接近枯竭的井。 七、水力压裂现场应用情况和效果分析 1、水力压裂现场应用情况 2001 年 1文南油田共实施压裂 63 井次，其中老井压裂 38井次，工艺成功率 100%，有效 34 井次，有 效率 累计增油19395t, 累计增气 896 万方，平均单井累计增油 510t。 新井压裂25， 累计增油 5640t，增气 48 万方 （见表 。从表 5 得出：文33 块沙三上、文 88 块、文 79 136 块压裂效果较好，而文 135 块、85 块、 79 北块压裂效果较差。 2、 2001 年水力压裂与历年压裂情况对比 2000 年 老井压裂 11 井次，有效 9 井次，有 效率 累计增油 2756t,平均单井增油 250t，平均有效期 95 天。 14 与 2000 年对比，老井压裂增加 27 井次，平均单井增油增加260t，累计增油增加 16639t，有效率增加 统计我厂 1990 年 油井压裂情况，可以发现， 95 年至97 年三年期间，油井水力压裂开展得较少，增油效果不尽人意。 98至 99 年主要是补孔后压裂，以及在文 88 块复杂高压低渗透区块整体压裂改造，并与廊坊分院合作， 开展大高砂比大规模压裂施工，效果明显，压裂井次和增油量也显著提高，而在其他区块压裂井次和认识较少，导致 2000 年施工井次和增油量大幅度滑坡。 2001 年压裂效果大幅度提高，接近 98、 99 年压裂水平，见表 7。 1990 表 7 年 份 井 次 有效井次 有效率 % 累增液量/104t 累增油量/104t 单井增油t 1990 21 10 23 1991 19 11 05 1992 21 12 709 1993 42 25 10 1994 12 12 114 1995 6 4 089 1996 6 5 04 1997 8 8 64 1998 24 22 44 1999 23 22 09 2000 11 10 76 2001 35 31 18257 521 3、现场施工情况 由于文南油田压裂井段跨度大、井段长、层系多，在压裂方式上多采用卡封、填砂保护、投一压二等压裂方式。文南油田整体储层物性较差，和其它采油厂相比，文南油田的压裂井破裂压力较高、 15 施工难度较大。 2001 年水力压裂主要采用卡封分层压裂方式，在35 口老井压裂井中，卡封压裂 27 井次，其中卡封投一压二的有 9井次，卡封合压的有 8 井次；油套合压的有 4 井次，其中投一压二的有 2井次，合压的有 2井次。在加砂规模上平均单井加砂量为 19.8 次，平均加砂规模为 m3/m。最高破裂压力 最低破裂压力 均破裂压力 4、典型井例分析 文 79001年 1月 7日补孔 3,层段 n，射孔后效果不明显，日产液仅 产油 论证决定对 2段 ， n，进行压裂，压裂方式为投一压二，前置液用量 65/45砂液用量 44/40 裂压力 陶粒 12+12 砂强度 m3/m,平均砂比 30%，平均排量 m3/泵压力 裂后下 38 长泵抽油生产，日产液 产油 日增液 日增油 计增油 4190t。 文 88措施前工作制度 38*，日产液 5 月 11 日对该井实施压裂，压裂层位 5,n，压裂方式为卡封合压，先填砂于 3400m，隔器深度 3343m，共用压裂液 裂压力 陶粒 15 砂强度 2 m3/m, 平均砂比 泵压力 裂后 6喷自喷生产，日产液量 产油量 增液 日增油 裂后 16 生产 15 天，累计增油 3301t。 地质要求压裂 4，压裂井段 n。 2001 年 4 月 1 日，压裂项目组与采油院讨论压裂方案，决定填砂卡封压裂，考虑到 31 与 34 号层夹层只有 34 与 55号层夹层 此，采油院提 出砂面下移至 3165m，通过认真分析，综合各种因素，认为 34 号油层与 36 号水层不会压窜。采油院设计如下：前置液 75 性水 15胶 60携砂液 砂 21比 4 月 7 号该井压裂，破裂压力 置液 107 性水 17 液 90 携砂液 91砂 21 比 排量 泵压力 裂后自喷生产，日产液 产油 水 98%,后挤堵封窜重炮，日产液 产油 水 3%,初步认为固井差，造成管外窜槽。 八、对压裂效果较差的油井进行分析 1、压裂效果较差的油井， 主要表现在老井压裂引效上，压裂后增液不增油，所以压裂选井、压裂施工规模以及合理缝长有待于井一步认识。如 度 /层数 18m/6n 加陶粒 35 、文 79度 /层数 n 加陶粒 15 文 79度 /n 加陶粒 14 文 79度 /层数 n 加陶粒12文 79度 /层数 n 加陶粒 12 、文 79度 /层数 1n 加陶粒 20 加砂强度均在 2.5 m3/m 左右 , 压裂施工规模偏大，裂缝与注水水线沟通，造成高液量和高含水。有的观点认为：压裂井引效，加砂强度应控制在 1.5 m3/m 以下，当然 17 也与压裂液总用量也有关系，缝长控制在井距的 1/3 以内。如文33压裂引效，该井压裂厚度 /层数 n ，对应水井文33，井距 200m，注水见效后，产液量下降，怀疑地层堵塞， 加陶