低渗透油藏改造配套技术

低渗透油气藏改造配套技术 目 录 一、 项目来源及指标完成情况 2 二、 推广应用的主要工艺技术 5 三、 项目实施过程中的改进和提高 16 四、 推广项目配套的管理措施 22 五、 现场应用情况及经济效益分析 26 六、 结论及认识 27 一、项目来源及指标完成情况 （一）、项目来源 文南油田属于深层、高压、低渗的复杂断块油气藏。 油层埋藏深度2210均油藏深度 3100m，地层破裂压力 45部分油层破裂压力大于 60层物性差，平均孔隙度 14空气渗透率 10均渗透率 25 10透率差异系数 间物性差异较大。 从表 1 可以看出，文南油田渗透率小于 30 10 的地质储量占 大多数区块注水开发困难，依靠天然能量开采，地质储量 可采储量采出程度 综合含水 为提高单井产能，改善区块 开发效果，必须对低渗油藏实施 压裂、酸化等改造措施。 表 1 文南油田地质储量分级统计表 项目 渗透率分级 (10) 合计 10 10 3050100 地质储量 104t 943 百分比 （ %） 00 近年来，文南油田在新区产能接替少，老井补孔措施不足的情况下，加大措施结构调整力度， 依靠工艺技术进步，挖掘低渗油 藏潜力，压裂、酸化等措施增油量占总措施产量的比例起来越大，成为文南油田稳产上产的主导措施之一，见表 2。 表 2 2001老井压裂、酸化增油占总措施增油比例 年份 总措施增油 104t 压裂 酸化 增油量 104t 所占比例 % 增油量 104t 所占比例 % 2001 0 2002 003 003年，文南油田实施老井压裂 67 井次，累计增油 32448 吨，累计增气 2343万方，平均单井增油 ，单井增气 方，累计产出 入产出比达 1： 到了较好的增产增效效果。但对 2003 年压裂井按照投入产出比分类统计，见表 3，无效井占 投入产出比小于 表 3 2003 年老井压裂效果分析 投入产出比（ 1： X） X=0 02 井次 12 20 17 18 所占比例 % 的压裂井所占 两项合计占 对 32井次无效或低效井进行分类，见表 4，压后高含水占 压裂有效期短占 压后低产低能占 表 4 2003 年压裂低效无效井分类 原 因 所占井次 所占比例 % 1 压裂后高含水 5 气井、液体返排率低 4 压裂有效期短 7 施工未达到压裂设计要求 3 压后低产低能 6 压后作业过程中污染 3 其它 4 据压裂无效低效井的原因分析，找到了问题之所在，提出针对性措施，以便提高压裂效果。针对压裂后高含水，压后低产低能的井，重点加强压裂前期选井论证工作；针对气井压裂效果差的现状，加强气井压裂技术的调查研究，推广应用二氧化碳增能压裂，泡沫压裂等技术，提高压裂液返排效率；针对施工中出现异常情况，施工达不到设计要求的井，开展压裂优化设计，不同区块选择不同的压裂规模；针对压裂有效期短，效果不太理想， 加强 注采 井组的动态分析 ， 有预见性地培养见效井组 ， 适时地提出油井压裂引效措 施 ；针对作业污染或压裂后液体 返排率低，存在地层污染的问题，重点开展储层综合防污染技术的应用。 针对文南油田的油藏地质特点，在分析总结近三年来压裂、酸化改造工艺经验的基础上，提出 2004 年改造措施的目标：通过加强措施选井，积极应用成熟配套的工艺技术，加强新工艺、新技术的试验推广，强化措施现场监督及措施前后配套管理工作，提高措施有效益率和油藏开发水平。 （二）、指标完成情况 2004 年低渗透油气藏改造配套技术在文南油田的应用推广项目在中原油田分公司通过立项并签定了项目合同，经过一年的推广应用，圆满完成了各项技术经济指标，各项指标均完成如下 ： 2004年共实施压裂措施 60井次， 累计增油 39783t， 累计增气 104施油井酸化措施 21 井次，累计增油 6805t，累计增气 104 表 5： 项目指标完成情况 内容 合同指标 完成指标 差值 压裂液返排率 %； 85 艺成功率 % 95 施有效率 % 85 裂工作量 55 60 +5 压裂单井增油量 t 600 663 +63 酸化工作量 20 21 +1 酸化单井增油量 t 300 324 +24 总投入产出比 1： ： 6 2004 年与去年同期技术指标对比 内容 2003 2004 差值 工艺成功率 % 施有效率 % 裂工作量 67 60 裂单井增油量 t 484 663 +178 酸化工作量 8 21 13 酸化单井增油量 t 310 324 +14 总投入产出比 1： ： 过以上对比指标可以看出， 2004 年与去年 同期相比，各项指标均高于 去年，经过一年的努力实践，文南油田在压裂、酸化技术应用水平方面有了很大进展，同时取得了较好的增油效果，也为文南油田的生产和开发部署提供了宝贵经验。 二、推广应用的主要工艺技术 （一）、分层压裂工艺技术 文南油田经过多年的开发，大部分油井射孔井段较长，油层跨度较大，统计 2003 年压裂的 15口老井，射孔段平均油层跨度 均射开油层个数 ,平均油层总厚度 表 7。 表 7 压裂井油层射孔数据统计表 序号 井号 油层厚度 m 层数 n 油层跨度 m 1 722 825 276 3 726 29 723 1797 133 33 7 2693 0 722 1 9 284 12 725 3 335 4 33 5 1846 均 由于油层跨度大，射孔段油层较多，物性差异较大，长期的多层合采使得层间干扰加大，差油层的生产压差受到抑制，无法发挥其应有的生产潜能，动用程度很低。通过分层改造措施，建立相应的生产压差，具有较大的挖潜空间。 以往的经验告诉我们，长井段笼统压裂目的层段较长，一次施工不可能压开较多 的油层，往往是物性较好、油层较厚的层先压开，而差层没有得到改造，油层改造不彻底，已经不适应多油层长井段压裂的需要。而分层压裂技术选择的压裂层段跨度小且比较集中，压裂目的层比较明确，选择适当规模，能有效改造差油层。 分层压裂主要是通过封隔器和配套的工具来实现，其管柱结构主要有三种类型。 1、 (1)、管柱结构：如图 1 所示，主要由 89深短节、 89 (2)、工作原理：管柱下到设计位置后，上提管柱合适高度后正转管柱 4 放管柱撑开下卡瓦，继续加压 8到密封油套环型空间的目的，压裂施工时，压裂液通过油管注入目的层，实现机械分层保护上部油层及套管的目的。压裂放压后直接上提管柱完成封隔器解封过程。 压、耐温性能可以满足文南油田压裂的要求，是文南油田分层压裂应用最广泛的一种封隔器。其性能参数如表 8： 隔器 89叭口 校深短节 89管 保护层 目的层 图 1 封隔器压裂管柱图 表 8 封隔器性能参数表 工具型号 221用套管外径（ 用套管壁厚（ 具最大外径（ 具长度 （ 1180 小内通径 （ 5 最大工作压差（ 80 最高耐温 （ C） 150 推荐座封压力 （ 100 20 (4)、适用范围：适于深井、高温高压、井斜小于 35的井 2、 (1)、管柱结构：采用 隔器、割缝喷砂器、座封球座、底部球座等配套工具，管柱如图 2 所示。 (2)、工作原理：管柱下到位置后，投入 35待 10球到位后，打压封隔器座封，继续加压打掉小滑套，打开割缝喷砂器通道，压裂时压裂液通过割缝喷砂器进入油层，施工结束后关井扩散压力，大排量返洗井直接上提管柱解封。 (3)、 工艺优点： 、由于 裂封隔器采用水力压差座封方式，座封时不受井斜的影响，解决了机械压缩式封隔器在井斜较大时座封困难，座封后密封性差的问题，能够满足文南油田高压、深层、大斜度井卡封压裂的工艺需要。 图 2 隔器分层裂 管柱 安 全 接隔器 水力割缝喷砂器 座封球座 底人 工 井座封球 座 、封隔器设计有反洗井通道，一旦压裂施工中出现砂堵事故，可以及时大排量反洗井，避免了砂堵后卡管柱事故的 发生，降低了施工风险。 、 由于配套了水力锚，使封隔器的耐压差性能大大提高，能够满足深层、高压井压裂的需要。 (4)、适用范围：适于开采时间长、结盐、结垢以及大斜度的井。 表 9 隔器性能参数表 内容 总长 250 1250 最大外径 15 112 最小内径 0 50 坐封压力 5 15 工作压差 0 80 反洗排量 0 25 工作温度 150 150 解封负荷 50 150 3、卡双封分层压裂技术 （ 1）、工艺适用范围及要求 卡双封压裂是一种利用封隔器，实现压裂层段内进一步分层的一种压裂方式，适用于目的层段上部有需要分层保护的油层，或需要卡封保护上部套管的油井，压裂目的层段内油层跨度相对较大，各个小层之间可以进一步划分为明显的两套层段。 目的层跨度要求：要求进一步细分的两个层段每个层段跨度小于 50m，两个层段间跨度 10间。 （ 2）、配套工具 水力锚 安全接头 喷砂器：割缝喷砂器 滑套喷砂器 封隔器：型号 3）、工艺技术原 理 卡双封分层压裂是通过封隔器分层压裂管柱来实现，运用封隔器和喷砂器 将压裂目的层分开，实现分层压裂的目的，管柱结构如图 3 所示。 双封分层压裂管柱在下入后，压裂前投入 35球，正打压 10管柱密封性，继续打压 15右完成封隔器座封，然后继续打压 18缝喷砂器通道打开，压裂第一层。第一层压完后再投入 38压打掉二级滑套，封闭第一层，压裂第二层。压后待压力扩散后大排量返洗井，直接上提管柱完成解封过程。 4、分层压裂应用效果 2004年文南油田实施分层压裂 27 井次，其中 隔器分层压裂 22 井次， 隔器分层压裂 2 井次，双封分层压裂 3井次，施工成功率 压裂厚度 287m，层数 151 层，地层破裂压力 加砂强度 m， 累计增油 17790t，平均单井增油659t，累积增气 方，见表 10。 座封球座 隔器 水力安全接滑套喷砂器 水力人工井底 图 3：卡双封分层压裂管柱图 割缝 喷砂器 底部球座 第二层 第一层 表 10 文南油田分层压裂效果 序 号 井 号 措施日期 累增液 增油 (t) 累增气 104效期 (d) 备注 1 95 双封 2 1 双封 3 720 6 4 7256 5 26950 6 88956 44 7275 7 8 79316 26 9 429 66 10 3339 1 8210 12 72169 36 13 7241 18 14 72613 19 15 72 146 16 79073 98 17 7232 18 7274 19 269 46 20 72 139 21 72 136 22 7249 23 8861 24 72 100 25 7207 26 72150 95 27 8891 8 双封 合计 33785 17790 （二）、文 72块沙三中区块整体压裂工艺技术 1、油藏及油层物性特征 文 72 块沙三中位于文南油田文 72 断块区，含油面积 2 ，地质储量54510 4t。 油层埋深 3500隙度 空气渗透率 10透率变异系数 始地层压力 力系数 于深层、高温高压、低渗 透挥发性油气藏。 地层水属饱和盐 水，氯化钙型，总矿化度高达 300 4 /L，氯离子含量 190 4 /L。 2、文 72 块沙三中 整体压裂潜力分析 （ 1）、区块地层压力高 根据 2003 年区块小井距试注试验新钻井 72的 料统计，表明 72块沙三中的压降漏斗较小，目前油藏压力系数 表 11，区块仍保持较高的地层能量，为大型压裂创造了条件。 表 11 文 72 试数据 层位 解释序号 地层压力 压力系数 渗透率 16 3中 4 17 3中 5 19 3中 5 25 3中 6 34 3中 6 36 3中 7 44 3中 7 46 3中 8 50 3中 8 56 3中 9 57 3中 9 59 3中 9 67 2）、地质储量大，但采出程度低 文 72块沙三中地质储量 545 104t，而累积产油量却只有 104t，采出程度仅 同时受到油藏物性的制约，未投入注水开发，只是依靠天然能量弹性开采，采出程度低，整体开发水平低下，目前区块标定可采储量78 104t，区块剩余可采储量 104t。 （ 3） 2003 年文 72块沙三中压裂效果较好 2003年在区块开展了大型压裂和重复压裂技术， 全年压裂 11井次，有效10井次，年累计增油 6864t，见表 12。因此 2004 年拟在区块开展区块整体压裂技术，以达到措施增油和提高区块油藏开发水平的目的。 3、文 72 块沙三中 整体压裂应用情况 文 72块沙三中油藏 2004年共完成压裂措施 15 井次，压裂厚度 183m，层 数 87层，地层破裂压力 均砂比 加砂强度 m，平均支撑缝长 150m。累积增油 7010t，累积增气 方，平均单井增油467t，平均单井增气 方，见表 12。 表 12 文 72 块沙三中整体压裂效果 序 号 井 号 措施日期 累增液 增油 (t) 累增气 104效期 (d) 备注 1 720 6 2 7275 7 3 7241 18 4 72613 19 5 72 3 6 7232 7 72 136 8 7249 9 72 0 0 10 72150 95 11 72 100 12 7207 13 722 14 721 15 7258 5 合计 13069 7010 （三）、 重复压裂工艺技术 文南油田早期实施的压裂措施，由于受压裂工艺技术、压裂设备的限制，一般压裂规模较小，加砂强度一般小于 1m3/m。统计 1993 年压裂的 20 口井，平均加砂强度 m，压后 初期产量高，但是产量下降比较快，压裂有效期较短；早期压裂大多采用长井段笼统压裂方式，部分油层没有改造彻底， 仍有压裂改造的潜力。 1、重复压裂压前储层评估技术 重复压裂评估质量的高低直接影响重复压裂工艺的制定及效果。对某一井层进行重复压裂前，必须考虑：（ 1）调查初次压裂后的生产历史，确定油层能量及可采储量。（ 2）评估初次压裂压开油层的有效程度及失效原因。（ 3）对初次压裂及油藏生产历史进行模拟，进行油藏模拟及压裂模拟的目的在于评价初次压裂作业的以下参数：产层内的支撑缝长、支撑缝高、支撑裂缝的导流能力及油 藏有效渗透率等。通过重复压裂井层的动态资料分析，掌握重复压裂井的地质特征，为选井选层提供依据。 重复压裂选井选层中，应重点研究两个方面的问题：一是油层的剩余可采储量，它是重复压裂后提高产量的物质基础；二是地层能量，它是影响重复压裂时机、重复压裂成败及有效期的关键。 2、重复压裂优化设计 对于重复压裂井，随着油气层的开采，地层压力的变化，将使裂缝的闭合压力、储层与上下隔层的地应力差、有效渗透率及孔隙度、杨氏模量、泊松比与岩石的抗张强度、地下原油粘度、体积系数与压缩系数等特征参数都发生了变化 ，进行重 复压裂设计时，必须掌握重复压裂目的层段的目前压力值，对以上各种参数进行修正，确定最合适的压裂规模及施工参数，达到最佳的增油效果及经济效益。 3、重复压裂应用效果 文南油田 2004 年共实施重复压裂井 10 井次， 压裂厚度 116m，层数 58层，地层破裂压力 均砂比 加砂强度 m， 对 10 表 13 重复压裂井主要施工参数对比表 内容 平均单井加 砂量 砂强度 (m3/m) 砂比（ %） 施工排量 （ m3/平均砂比 最高砂比 平均排量 最高排量 重复压裂 5 次压裂 5 值 0 重复压裂井主要施工参数对比统计如表 13。 累积增油 8971t，方，平均单井增油 897t，单井增气 方，见表 14。 表 14 文南油田 2004 年重复压裂井效果 序 号 井 号 措施日期 累增液 增油 (t) 累增气 104效期 (d) 备注 1 7256 2 3339 3 72169 36 4 7241 18 5 72 193 6 72613 19 7 7274 8 72 139 9 336 131 10 7249 合计 15305 8971 （四）、油井酸化解堵工艺技术 1、复合活性解堵工艺技术 对于生产过程中因洗井、压井污染油层，造成生产能力下降的油井，应用复合活性解堵工艺技术。 其作用 原理 是 ：洗油能力强，可提高洗油率，降低原油对岩石的粘附能力；降低亲油油层的毛管阻力，润湿性增强。 现场 应用 4 井次 ，有效 4 井次 ，有效率 100%，累增油 1886t，增气 0 4均单井增油 均单井增气 0 4 2、深穿透缓速酸解堵工艺技术 该工艺适用于酸敏地层酸化及地层深部垢物的清除，酸液体系由无机酸、 有机酸、缓速酸和适量添加剂组成。其基本原理是： 依靠体系中的无机酸、有机酸溶蚀地层中铁质、灰质组份 ； 依靠体系中的缓速酸解离出的活性 质类堵塞物 ； 依 靠体系中的添加剂实现渗透、增溶、防乳、清除残余油及有机沉淀物 ； 体系中缓速酸的解离产出物是优良的硅沉积抑制剂，能避免酸化过程形成的氟硅酸盐沉淀。 深穿透缓速酸解堵工艺特点：深穿透缓速酸油层处理剂体系解堵能力强、缓速性能好、腐蚀速率低、表面和界面张力低、防乳化及抗酸渣性能好且具有较强的储层适应性，能够满足文南油田砂岩油层油井酸化解堵的要求。 现场 应用 16 井 次 ，有效 14 井次 ，有效率 累增油 2610t，0 4均单井增油 163t，平均单井增气 0 4 3、缓速酸 +该工艺适用于因高分子聚合物钻井泥浆或压裂液污染油层，造成产能降低的油井，其工艺原理是：体系中的 于降解高分子聚合物，使聚合物分子链变短，从而解除高聚物堵塞；体系中缓速酸主要由无机酸、有机酸、缓速酸及其它酸液添加剂组成，用于地层中无机杂质及其它堵塞，达到油井解堵的目的。 现场 应用 1 井次 ，有效 1 井次 ，有效率 100%，累增液 2462增油 2309t，增气 0 4 三、项目实施过程中的改进与提高 (一 )、文 72块沙三中以整体压裂为主的技术集成 技术集成就是将现场规模应用 的、成熟的、能解决油田实际问题且效果好的单项工艺技术按所要解决对象存在问题的实际情况进行集成，这种集成必须根据所要作用对象的实际情况，以一种解决主要问题的技术为龙头，多技术综合实施，全面配套，共同发挥作用，以取得最终较好的工艺技术效果， 最终提高油田整体开发效果。技术集成的对象可以是一个开发区块，也可以是一个井组，其最终目的就是应用一项主要技术及辅助技术，综合发挥各项技术的协同效应，最大限度解决区块或井组存在的问题，达到措施增油和提高开发水平的目的。 根据文 72 块沙三中的地质特征、油藏开采特点及存在问题，总结 文 72块沙三中 2003 年压裂成功经验的基础上，提出该块以压裂改造为主，通过实施钻井、大修、转注措施完善注采井网，缩小井距试注，补充地层能量，通过完善配套清防盐、防气、小泵深抽等技术提高机采水平。发挥技术集成优势，解决该区块采出程度低、注水困难地层能量难以补充、井况差、结盐结垢和气体影响严重等问题，最终达到改善开发效果，提高采收率的目的。 2004年在该块共实施压裂措施 15 井次，酸化 2 井次，大修 9 井次，补孔3 井次，新投 4 井次，转注 1 井次，共完成措施工作量 34 井次，并设计防盐防垢配套管柱 12 井次，累计增油 9470t，累计增气 346 万方。元，大修费用 448 万元，其它措施费用 元，阶段投入产出比： 1： 区块日产油量由 2003 年 12 月的 004 年 10月份的 76t；自然递减由 2003 年 12 月的 降到 2004年 10 月的 下降了 增加可采储量 9 104t，提高采收率 开发形势明显改善，见表 16。 该块试注井一口， 5月 6 日投注，初期注水压力 25配注 100 方，实际日注 110 方， 7 月 16日配注调 整为 60 方，能够满足配注要 表 文 72块沙三中区块开发指标对比 日产油量 t 综合含水 % 综合递减 % 自然递减 % 采油速度 6 值 +，至 10 月 25 日实际注水 14562 方，该井的试注成功，增加水驱控制储量 28万吨，增加水驱控制储量 16万吨。 油压日配注水量日注水量723井注水曲线2 0 0 4 / 4 / 2 1 2 0 0 4 / 5 / 1 3 2 0 0 4 / 6 / 4 2 0 0 4 / 6 / 2 6 2 0 0 4 / 7 / 1 9 2 0 0 4 / 8 / 1 1 2 0 0 4 / 9 / 2 2 0 0 4 / 9 / 2 4 2 0 0 4 / 1 0 / 2 0 2 0 0 4 / 1 1 / 1 611010510095908580757065605550454035302520151050(二 )、储层综合防污染技术 压裂、 酸化 是 低透渗油藏改造的重要措施，也会对油层产生新的伤害，一是作业施工过程中洗井液对油层的污染与伤害；二是压裂液破胶不彻底，返排率低，压裂液在缝面的吸附，残渣在裂缝中滞留造成伤害；三是酸 化容易形成氟化钙、氟硅酸钠、氟硅酸钾等沉淀；四是原油中含有胶质、沥青质，酸化易形成酸渣，酸化后残酸不能及时返排也影响酸化效果。 1、低伤害压裂预前置液的应用 低伤害预前置液由复合型粘土稳定剂、高活性表面活性剂、防乳破乳剂以及其它添加剂组成，具有表面活性高、稳定地层粘土效果好、防乳破乳能力强、对地层伤害率低等特点。另外，低伤害预前置液 对孔隙喉道还具有一定的疏通作用，使储层渗透性增强。现场应用 3 井次，日增油 计增油 954t，见表 17。 表 16 低伤害压裂预前置液的应用效果 序 号 井 号 措施日期 措 施 效 果 日增液 增油 (t) 日增气 (t) 累增液 增油 (t) 累增气 104 72254 2 723628 85 33877 274 287 计 3759 54 、应用液氮助排技术，提高液体返排效率 在压裂施工过程中，前置液中加入液氮，压裂后由于压力扩散，温度升高，分散在液体中的液氮体积膨胀，可以有效提高压裂液返排率，减少压裂液滤失造成对地层的伤害。酸化后采用液氮助排措施，有助于残酸的返排，防止产生二次沉淀，减轻残酸对泵的腐蚀。 该工艺共应用 14 井次，例如 269压裂目的层为气层，分析认为该井地层压力较 低，设计前置液加液氮 4 2004 年 2月 12日现场施工，共应用压裂液 211 置液加入液氮 4 后 72 小时液体返排压裂液 180 排率达到 提高了压裂液返排率。从表 18 可以看出，与同区块常规压裂液返排情况对比，应用液氮助排技术，可以有效地提高液体返排率和返排速度。 表 17 液氮助排与同区块常规液体返排对比表 井号 压裂液用量 4 小时排出 48小时排出 72小时排出 备注 液量 分比 % 液量 分比 % 液量 分比 % 2690 0 助排 2693 24 65 方液氮助排 3、裂缝强制闭合技术 压裂液滞留地层时间长，容易造成对地层的伤害，影响压裂效果，针对这种情况，现场加大破胶剂用量，压后 3嘴立即放喷，采用两套放喷流程，保证连续放喷，提高压裂井压裂液返排率，减少液体对地层的伤害。 实施裂缝强制闭合技术工艺 ,还可以减少支撑剂在裂缝中的沉降，保证了有效的支撑裂缝剖面和裂缝的导流能力。用软件对强制闭合与自然闭合后缝口处导流能力损失情况进行了模拟，其结果如图 4 所示。由此可知，采用强制闭合工艺技术，使裂缝比自然闭合更快的速度闭合，可以减少裂缝尤其是缝口处的导流能力损失 ,使产层得到最大程度的有效支撑。 图 4 ：强制闭合与自然闭合缝口处导流能力示意图05101520253035400 30 60 90 120 160压 开 半 长 ， ( m )导流能力，（制闭合 自然闭合4、针对不同类型油藏，选择不同的酸液配方，减少二次沉淀。 根据油层的粘土矿物分析，防止酸化后水化膨胀和微粒运移造成孔喉堵塞，生成二次沉淀等问题，选用与地层及地层流体相配伍的酸液和添加剂，例如对蒙脱石或伊蒙混层含量高的油气层酸化时，酸液中必须加入防膨剂来抑制粘土的膨胀和 运移；对原油中胶质、沥青质含量高的油气层酸化时，考虑消除或则减少酸渣生成的问题；对砂岩油、水层可采用互溶土酸酸化。 (三 )、开展高能气体压裂试验 高能气体压裂包括早期使用的固体火药高能气体压裂，后来发展成固体引爆、液体火药高能气体压裂，其基本原理是通过固体或液体火药的燃烧，控制火药反应速度，产生的燃烧气体达到地层的破裂压力以后，在地层中产 生微裂缝，由于高压气体的持续作用，微裂缝在闭合时产生错位，形成具有渗流能力的通道，达到措施增产的效果。 高能气体压裂和常规的水力压裂工艺相比，具有施工简单，施工费用低。2004 年该工艺技术在文南油田应用 2 井次，其中文侧 33 2004 年 3 月28日实施高能气体压裂，共用液体火药 后 5嘴自喷完井，初期日增油 计增油 前自喷生产，仍然有效。 日产油量日产液量图5 296 井生产曲线2 0 0 4 / 3 / 2 0 2 0 0 4 / 3 / 2 6 2 0 0 4 / 4 / 1 2 0 0 4 / 4 / 7 2 0 0 4 / 4 / 1 3 2 0 0 4 / 4 / 2 0 2 0 0 4 / 4 / 2 7 2 0 0 4 / 5 / 3 2 0 0 4 / 5 / 9 2 0 0 4 / 5 / 1 5757065605550454035302520151050(四 )、推广应用 冻胶和各种化学添加剂组成的液 向井下注入过程中随温度的升高，达到临界温度后，液态 成以 高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系。由于泡沫两相体系的出 现，使液体粘度增加，可以满足携砂的要求；同时，通过起泡剂和高分子聚合物的作用，大大增加了泡沫流体的稳 定性。 因此， 拥有了常规水基压裂液不能相比拟的多种优势。 室内试验和现场实践证明， 主要是：在压裂后， H 值降低，既可减少对地层的伤害，同时可降低采出流体的表面张力，有助于压后的返排。 该技术 2004年在文南油田应用 1 井次，文 269压裂层位 2，压裂井段 n，该井设计液体 ，压裂方式采用 3 寸油管正注， 2004 年 4月 29 日现场实施，破裂压力 砂 注入压裂液 体 图 6。压后立即放喷， 12小时以后排液 45 方， 48小时内共排液 6096小时内排液达到 91方，返排率达到 图 6 文 2693:1312:35:4412:38:1512:40:4612:43:1712:45:4812:48:1912:50:5012:53:2112:55:5212:58:2313:00:5413:03:2513:05:5613:08:2713:10:5813:13:2913:16:0013:18:3113:21:0213:23:3313:26:0413:28:3513:31:0613:33:3713:36:0813:38:3913:41:1013:43:4113:46:1213:48:4313:51:1413:53:4513:56:1613:58:4714:01:1814:03:4914:06:2014:08:5114:11:2214:13:5314:16:2414:18:5514:21:2602004006008001000120014001600m3/kg/m3能压裂主要利用液体 地层条件下，随温度升高，变 成大量的小气泡，这些小气泡在压裂过程中，可以起到堵塞微裂缝减少压裂液滤失的目的，在压裂后这些液态 力降低后，自身膨胀可以起到推动压裂液返排的动力的作用，大大提高压裂液返排的速度很返排率，减少压裂液对地层的伤害。 2004 年文南油田应用 2 井次。 文 299井是今年的一口新井， 2004年 9月 15日对沙二下， n，实施 际加入 85方液态 后 用 产原油 产气 8712图 7。 图 7 文 299 井压裂施工曲 线 四、推广项目配套的管理措施 压前压后配套管理对于 降低压裂井的施工风险，提高压裂有效率至关重要，今年我们主要从以下几个方面抓好压前压后的管理工作： （一）、加强措施论证，严把选井质量关 工程技术人员早期参与，对压裂、酸化井的井况、构造、剖面、固井质量、生产历史、剩余油潜力等资料进行调查分析，对工艺可行性进行评价。结合人工智能专家选井系统，分析油井压裂酸化效果与各地质静态、开发动态以及压裂施工参数间的关系，对目标井压裂效果的预测，减少无效投资。在压裂选井早期就及时作出科学准确的选择。 今年初步提出压裂措 施 122井次，经过分析论证，有 12井次因井况问题未实施压裂，测压压力系数低未实施压裂 6 井次，认为增油潜力小未压裂 25 井次，其他原因未压裂 19 井次，实际共实施压裂 60 井次，施工井次占措施提出井次的 与去年同期对比，压裂有效率提高 （二）、优化方案设计，优选施工工艺参数 1、 优化前置液用量 经过工艺的综合措施和降滤等办法，以及水力裂缝的优化模拟计算，目前压裂施工的前置液用量降到 35分析近井带的弯曲摩阻，优化前置液用量以及加砂规模，使压裂张开裂缝得到有效地支撑，提高压裂效果。 2、 提高砂比，优化泵注程序，得到合理的砂堤分布 在泵注程序的优化时，根据地层渗透率和设计的单翼缝长，在设计计算时可按对数分布或其他分布分配裂缝中的导流能力。文南油田属低渗油田，因此采用支撑剂砂堤分布为线性分布，分 6阶段加砂，最高阶段砂比达到 50%以上。根据模拟计算和油层分布情况，施工排量一般在 比 28%左右。 3、 综合降滤措施 压裂过程中采取综合降滤措施，有效地减小地层的滤失是保障压裂成功的关键因素，通常的降滤失方法主要是使用降滤失剂，近年应用了粉陶降滤，粉陶的粒径为 入量 1以很好的起到降滤失的效果。 4、 前置液低砂比加砂或支撑剂段塞技术 为了消除近井带摩阻的影响，采用压裂前打砂团的方法，使砂团支撑在靠近井眼附近，待裂缝闭合后再进行正式压裂，可以有效的降低摩阻，确保施工成功。 （三）、重点作业工序监督管理 强化作业质量管理，加大重点工序的监督力度，如通井、坐封验封等工序都有专人跟踪监督，确保施工严格按照方案要求进行。对于在作业和压裂、酸化施工中出现的问题及时与有关人员协商，指定出合理的补救措施，最大限度提高压裂的整体效果。共实施作业 重点工序跟踪 48井次，其中跟踪过程中发现问题提出整改 18项，压裂施工现场跟踪 60井次。 （四）、压裂前预处理炮眼或地层 文南油田早期多采用 射孔，长期生产和作业以及结盐结垢影响，造成射孔孔眼极不完善，油层污染严重。为了降低施工压力，提高施工成功率，坚持压前先对压裂层进行重炮措施或者酸化处理地层，来增大孔眼处的流动截面，减小渗流阻力，降低施工压力，提高成功率。 例如文 33，压裂层位 段： n，5 月 20 日第一次实施压裂，排量 力达到 70法达到设计排量继续施工，分析认为射孔没有问题，可能存在钻井污染，后调整设计，决定前置液酸化后再实施压裂， 5月 22 日实施压裂，设计