加强措施论证 应用新技术

1 加强措施论证 应用新技术 提高压裂措施效果 2003 年上半年 采油四厂工程技术系统立足文南油田实际、瞄准开发瓶颈技术， 紧紧抓住中原油田三年科技攻关会战和本厂原油上产的契机，针对不同区块的地质特点优化压裂设计，细化压裂井前期论证，对作业、压裂施工中重点工序进行监督、强化压后生产管理，积极应用新工艺，取得了显著的压裂效果。 一、上半年压裂效果综合评价 截至 6 月 30 日共实施老井压裂 49 井次，日增油 104增油 24102t，累增气 104施当年新井压裂 10 井 次，日增油 66t，日增气 104增油 3251t，累增气 104投压裂 27 井次，日产油 产气 104产油 12940t，累产气 104 上半年老井压裂实施 49 井次，共投入压裂费用 2900 万元，作业费 490 万元，合计 3390 万元。产出： 24102t 1000 元 /t 041 元 /元。投入产出比为： 1： 得了阶段性较好的经济效益。 2003 年上半年压裂工艺技术应用情况 技 术名称 应用井次 有效率（ %） 增油效果（ t） 备注 压裂工艺 卡封分层压裂 23 0547 其中卡双封压裂 3 口 重复压裂 9 100 6206 其中分层、重复压裂 8 口 卡封护套压裂 2 100 112 油套混注合压 14 100 7237 限流压裂 1 0 0 宽缝压裂 1 100 0 注水井 增水量 10102 老井、新井压裂成效显著： 老井措施效果对比 措施项目 上半年 施工井次 有效井次 有效率 累计增油 平均单井增油 平 均有效期 投入资金 (井次 ) (井次 ) (%) (104t) （ t） (d) (万元 ) 压裂 2002 23 20 66 1215 2003 49 47 92 3390 新井措施效果对比 措施项目 上半年 施工井次 有效井次 有效率 累计增油 平均单井增油 平均有效期 投入资金 (井次 ) (井次 ) (%) (104t) （ t） (d) (万元 ) 压裂 2002 12 12 100 4 003 10 10 100 1 上表可以看出，效果最好的是重复压裂，其次是分层压裂。老井压裂与 2002 年同期相比效果显著，措施有效率提高 单井增油 平均有效期延长 26 天。新井压裂效果与去年同期相比：单井措施增油 平均有效期延长 27 天。 区块整体压裂改造见到成效 文 33 块沙三上储层物性差，井网密度小，储量动用程度低，注采井网不完善，水井注水困难。为改善开发效果、提高采油速度，上半年在该区块开展了整体压 裂改造技术，通过实施取得了理想的效果。 2003 年至今，共在该区块压裂 16 井次，初期日增油 109t，目前日增油 85t，累增油 5973t，累增气 104块日产液、日产油分别由去年 12 月份的 536t、 222t 增加至今年 6 月份的 760t、 275t， 3 采油速度由 高至 二、加 强措施论证，优选优化压裂方案 1、 加强措施前期论证，精心选井选层 由于压裂是一项投入比较大的措施，压裂选井选层在压裂设计中具有重要的地位，严把压裂选井关，提高压裂整体效果是我们今年工作的一个主要内容。 压裂选井工作直接影响压裂效果，针对以前压裂选井主要有地质人员完成，而我厂的压裂井井况比较复杂，井段较长，地质上选出的压裂井中有相当一部分在工艺上无法实施或实施难度较大的实际情况，今年我们工程技术人员在压裂选井工作中早期参与，在地质设计出来之前，我们首先组织人员对压裂井的井况、构造、剖面、生产历史、剩余油潜力、固井质量、生产历史等资料进行调查分析，对欲压裂井进行工艺可行性评价，对压裂效果进行预测。对于在调查中发现工艺上无法实施或实施难度较大，或者压裂潜力比较小，风险比较大的压裂井早期与地质人员结合，早期给予否 决。对于不适合压裂的层位及时进行更改。通过强化压裂选井前期论证工作，提高了压裂井选井质量，保证了压裂的整体效果。 2、 针对不同区块的油藏特点，优化压裂设计 （ 1）、针对文 72 块砂三中油藏高压、深层、低渗、难以注水开发、早期产量比较高，产量递减比较快、早期进行过压裂但是压裂规模较小、油层上返较快采出程度低等特点，我们在 72 块砂三中开展大规模重复压裂工作，根据该块砂三中油井早期一般采用 过油管射孔，射孔不完善，且结盐、结垢严重，我们采用压裂前重炮压裂目的层，降低施工压力；设计中采用大排量，高砂比施工技 术，加大压裂规模、提高加砂强度；同时根据该块地层温度高，开展压后 4 快速放喷技术，施工中加大破胶剂用量，压后 4时放喷，缩短压裂液滞留地层时间，减少压裂液对地层的伤害；通过上述措施，有针对性的优化压裂设计，取得了较好的压裂效果，如 72 1 月 1日对 7，井段 0n，进行压裂，采用卡封合压方式，破裂压力 砂 46 方，平均砂比 加砂强度 m，压裂后自喷生产，初期日增油 前日增油 至目前累增油 449t； 72 1 月 6 日对 6， n 进行压裂，压裂方式采用卡封合压，破裂压力 砂 33均砂比 加砂强度 m，压裂后 4嘴自喷生产，初期日增油 前日增油 至目前已累增油 423t；72 1 月 31 日对 8， 3579n 进行压裂，采用卡封合压方式，破裂压力 砂 35均砂比 加砂强度 m，压后 4嘴自喷生产，初期日增油 前日增油 至目前累增油 476t。 通过在 72 块砂三中进行大规模的重复压裂，取得了较好的预期效果，这对于 72 块砂三中难动用储量的开采指明了方向。 （ 2）、针对文 153 块井数较少，区块构造认识较少，为了对该块进行有效的认识，在 153压裂井了优化设计，采用卡双封分层压裂的方式，加大施工规模， 1 月 22 日对 6， n 进行压裂，破裂压力 砂 21/41均砂比 加砂强度 m，压后自喷生产，初期日 增油 25t，目前日增油 至目前累增油 307t，取得了明显的压裂效果。 5 通过对 153的压裂，对 153 块、 179 这样的区块，通过压裂，可以更好的认识该块的各个油层的潜力，这对于下步在该区块设计新井提供了有力的依据。 （ 3）、针对文 33 块砂三上、 95 块、 79 块等井距较小、井网较密、油水井关系复杂的压裂井引效井，我们重点调查油水井对应关系，及其注水井的各个小层吸水情况和累计注水量情况，结合裂缝监测到的局部地应力情况，根据每口压裂井的具体情况，设计时如果油水井连线方向与地层主裂缝方向夹角较大，这种情况 裂缝方位有利，则可以加大压裂规模；反之，如果油水井连线方向与地层主应力方向夹角较小，这是裂缝方位不利，则应考虑控制压裂规模，控制裂缝长度，防止压裂后油井早期见水或暴性水淹。我们根据每口井的具情况，优化压裂设计，控制合适的缝长，选择最合适的压裂规模。今年以来对于压裂的引效井没有一口压裂后暴性水淹，取得了较好的效果。 （ 4）、对于 269、 179、 88 等区块井距较大，无水井对应的压裂井，对于这种压裂改造油层的压裂井，一般采取加大压裂规模，提高加砂强度等措施，如 269 1 月 29 日对 6n 进行压裂，采用卡封合压的压裂方式，破裂压力 砂 76均砂比 加砂强度 m，压后日增气10451前日产油 增气 21600至目前累增油 增气 10488月 26日对 n 进行压裂，破裂压力 砂 37后自喷生产，目前日增油 增气 31165至目前累增油 280t，累增气 6 104 通过在井距较大的压裂改造井上加大压裂规模，提高单井加砂规模和单位油层加砂强度，通过几口大规模压裂井的尝试，压裂效果表明，在无水井对应，井距较大的压裂改造井上加大压裂规模，提高砂比，可以提高近井地带裂缝导流能力，延长压裂井有效期，提高压裂效果。 3、 压前测静压，提高措施有效率 在油田开发过程中，静压是衡量地层能量的标志。静压的变化与注入和采出油气、水体积的大小有关。如果采出体积大于注入体积时，油层产生亏空，静压就会比原始地层压力低。今年 4 月份以来，我们针对部分压裂井压裂效果较差的现状，对老井压裂前测静压 ，根据所测的静压数据来折算出压裂目的层的地层压力系数，若地层压力系数过低，说明油井地层亏空严重，对于此类能量较低的井给予否定，减少压裂无效井，提高压裂有效率。 截止目前，共实施压裂前测静压 25 井次，其中有 5 井次由于压力太低，地层能量不足而没有压裂，提高了压裂井的整体效果，减少了压裂井的风险。 四、压裂新技术在文南油田的应用 1、双封分层压裂工艺技术 文南油田油井长期以来存在的多层系开发，井段较长，层间物性差异大，层间矛盾突出的特点，利用传统的投球分层压裂工艺对长井段、多油层、物性差异不大的井难以进行彻底改造 ，无法保证压开所有的目的层，以往的投球分层压裂目的层不明确，投球数量难以确定，压裂层不能彻底改造。 针对这种情况我们积极引进了采油工程技术研究院的卡双封压 7 裂工艺技术。双封分层压裂是利用多级封隔器及配套工具，采用机械分层方式将油层分成一或两套压裂层段，对地层改造具有很强的针对性，并且可减少作业施工工序，提高工作效率及压裂效果。 （ 1）、双封压裂工艺原理 双封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。 双封压裂的工作原理：双封分层压裂管柱在下入后，压裂前投入钢球 ，打压坐封，然后加压打掉一级滑套，压裂第一层。第一层压完后再投入球杆，加压打掉二级滑套，封闭第一层，压裂第二层。压后待压力扩散后大排量返洗井，上提解封。 工艺创新点 双封压裂工艺管柱结构简单，成本低，施工方便，安全可靠，不动管柱可压裂多层，工具性能较好，适用范围广泛： 1、井斜 小于 35 度； 2、井温不高于 140 度； 3、 套管内径 4、目的层跨度 50m； 5、隔层大于 10m； 6、破裂压力不高于 80 7、改造目的层具有很强的针对性； 8、双封压裂管柱具有返洗井功能 ，封隔器上若有沉砂可以冲洗，便于解封，防止卡工具； 9、工具节流可以忽略不计，排量可以达到 影响压裂施工。 Y 3 4 1 封隔器 N 8 0 8 9 m m 外加厚油管 D G 0 3 5 1 安 全 接头 Y 3 4 1 封隔器 水力锚 Y 3 4 1 封隔器 座封球座 割缝喷砂器 滑套喷砂器 水力锚 8 现场应用情况 上半年文南油田成功应用卡双封压裂技术压裂 3 口井： 1538333 口井都取得了很好的增油效果，到目前为止已累计增油 3015t，累计增气 134 104 （ 2）、大斜度油井卡封分层压裂技术 针对文南油田油层层系较多，定向井较多且井斜较大，大斜度井卡封分层压裂一直是一个难题的现状，我们积极与采油院合作，采用江汉 隔器及配套工具， 在压裂油层 深度 3870m，卡点深度3525m，卡点附近井斜 53 度的文 179上一举获得成功。 该 封隔器采用水力打压坐封、长刚体、无支撑，解决了斜井作业时坐封困难，下井时中途坐封，避免了座封载荷不能完全作用到封隔器上，胶筒密封性差等难题。 其结构尺寸如下： 封隔器型号 长（ 1200 最大外径（ 115 最小内通径（ 48 工作压力（ 85 工作温度 ( ) 140 连接螺纹 ：底部球座 +隔缝喷 砂器 +坐封球座+隔器 +水力锚 + 89 外加厚油管。 工作原理：坐封前投入 35球，等候 30右，使钢球到达座封球座，油管打压 14力一方面作用于洗井活塞上，使洗井活塞下行，密封内外中心管的洗井通道，同时作用于座封缸体，使座封滑套上行，卡环进入锁套的锯齿扣内，锁紧径向变形的胶筒，使封隔器始终密封油套环形空间，再继续打压，打掉座封滑套，使钢 9 球及滑套落到底部球座上，完成整个座封过程。压后大排量反洗井上上提解封。 5 月 14 日现场施工，施工中地层破裂压力 75工压力72砂 ，整个压裂过程施工顺利，封隔器密封性能良好。压后该井 4嘴自喷生产，日产油 。 5 月 20 日作业转抽，封隔器解封顺利，日产油 含水，取得了较好的压裂效果。 该井的顺利施工，解决了我厂大斜度井卡封分层压裂的难题，开创了我局大斜度井卡封压裂的先例，今后可在大斜度油井上全面推广该项工艺技术。 （ 3）、重复压裂改造技术 在文南油田高压低渗区块较多，如文 72 块砂三中，文 88 块。这些区块普遍存在注水困难，主要依靠弹性能量开采的问题。早期压裂由于受压裂工艺技术以及压裂设备等因素的 影响，压裂规模比较小，加砂强度低（一般小于 1m3/m），单井地质采出程度低。开展重复压裂可以挖潜剩余油潜力，重新动用难动用储量，对于实现文南油田高产稳产，提高区块采收率具有重要意义。为此我们与采油院和井下合作，积极开展了重复压裂工艺技术。 重复压裂井层压前评估是重复压裂选井、选层的第一步，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重复压裂效果。对某一井层进行重复压裂前，必须对以下四个方面的问题予以解决：（ 1）重复压裂井的现状。（ 2）考察初次压裂后的生产历史，确定油层能量及 可采储量。（ 3）评估初次压裂缝有效程度及失效原因。（ 4）进行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 10 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现状分析，掌握重复压裂井的地质特征和对动态资料进行潜力分析，为选井选层提供依据。 重复压裂井层须具有较高的压力系数，具有重复压裂的能量基础，而且大多具有较低的采出程度，具有重复压裂的物质基础。 根据对重复压裂机理和对重复压裂井失效原因分析，重复压裂应遵循 下列选井选取层原则： 1、重复压裂层段管外无串槽，无套变或该套变可用井下工具予以封隔。 2、油井必须有足够的剩余可采储量和地层能量。 3、前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败。 4、前次压裂生产情况良好，支撑效率低或规模不合理。 5、前次压裂效果不错，但未对整个改造层段形成有效的支撑裂缝。 6、前次支撑裂缝长度虽然很长，但裂缝导流能力不够。 7、前次压裂成功，但由于压井作业后造成油层污染不出油。 重复压裂选井选层中，应重点注意两个方面的问题：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；二是地层的能量，它是影响重复压裂时机、重复压裂成败及有效期的关键。 在吸取国内外选井选层的成功经验的基础上，结合文南油田的具体实际情况可以应用以下两种选井选层方法： (a)种方法是在掌握重复压裂井层与对应注水井层地质条件与生产历史的基础上，使用油藏现有的生产日、月报表、小层数据等资料数据，经注采井小层对比，找出生 11 产井中相对受效低、动用程度差、但仍具有生产潜力的储层作为重复压裂候选层。 (b)据压裂井构造、井况、储层物性、 生产历史、采出程度等动静态资料，进行综合分析，对压裂井进行风险及效益综合预测，根据预测结果，决定压裂与否，降低压裂风险，提高压裂效果 现场应用情况 1份共实施 9 口井， 2 井 次 ）、 文72 m，单井加砂量 35期日增油 158t，目前日增油 计增油 6206 t，累计增气 104裂效果显著。 4、区块整体压裂改造技术 针对文南油田有些低渗透区块储层物性差 ，井网密度小，井距大，储量动用程度低，注采井网不完善，水井注水困难，依靠现有工艺技术增油挖潜难度很大的实际情况，我们在文 33 块砂三上油藏积极开展了区块整体压裂改造技术。通过上半年的实施已经取得了理想的效果。 整体压裂技术的基本原理： 是以油藏作为一个工作单元，进行开发井网与水力裂缝的优化组合设计，并预测其一、二次采油期产量、扫油效率以及采出程度等动态变化结果。同时使用近期发展的水力裂缝诊断与评估方法，检验实际的水力裂缝偏离优化设计所预测的程度以及压后实际效果偏离优化设计预测的程度，使优化设计转化为优化 12 施工，并 为进一步改进设计方案与认识地层性质提供资料。 整体压裂改造技术的优点： 幅度降低低渗透油藏的钻井数量，减少开发投入。 现场应用情况 1份共实施 16 井次，初期日增油 109t，目前日增油 85t，累增油 5973t，累增气 104取得了理想的压裂效果。 5、压裂液中加液氮提高返排率 针对地层压力较低的油井压裂液返排率低，压裂液滞留气层造成对油气层的伤害，压后井筒易积液导致水锁效应。针对以上原因，主要采取了压裂液加入液氮，压后 立即放喷等措施，提高压裂液返排率；采取前置液中加入粉砂及降滤失剂减少液体的滤失，提高压裂液有效率；加大压裂规模，提高砂比，延长压裂有效期； 在今年的压裂施工中，尝试了在压裂液中加入适量的液氮，在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，有利于液体的返排，提高液体返排率，减少压裂液的滤失量及对地层的伤害，提高压裂效果。 在文 82应用了该项技术，取得了较好的效果， 6 月 1 日压裂后，初期日增油量 增天然气 104前累增油 113t,累增天然气 104 13 四、文南油田压裂工艺的认识 1、采用大排量，高砂比施工技术，提高裂缝导流能力 针对文 72 块砂三中、文 88 块油藏高压、深层、低渗、难以注水开发、早期产量比较高，产量递减比较快、早期进行过压裂但是压裂规模较小、油层上返较快采出程度低等特点，今年采用压裂前重炮压裂目的层来降低施工压力，设计中采用大排量，高砂比施工技术，加大压裂规模、提高加砂强度。通过上述措施，取得了显著的压裂效果，为今后此类油藏压裂提供了宝贵的经验。我们将有针对性的优化压裂设计， ，在地层条件允许的情况下，尽量采用大规模压裂方式，提高砂比以提 高油井产能 ，进一步挖掘油藏潜力。 与去年同期相比，老井单井加砂量提高了 砂强度提高了 m；新井单井加砂量提高了 m，压裂规模较去年有了较大的提高。 2003 年上半年与去年同期压裂加砂强度对比 日期 井次 有效井次 有效率 % 单井加砂量 (加砂强度 (m3/m) 平均砂比 % 老井 3 20 87 9 47 值 26 27 井 1 8 0 10 100 值 、改进压裂施工方式，不断完善压裂技术配套 解决较大斜度井油套混注方式高砂比施工困难的问题。上半年与井下配合采用 3油管注入方式，前置液加粉砂降滤失、降摩阻技术，使较大斜度井高砂比施工工艺在我厂成功应用。 为减少压裂液滞留地层时间，降低压裂液对地层的伤害，积极 与 14 井下合作大力推广压裂液快速返排、裂缝强制闭合技术。采取加大破胶剂用量并在压裂液中加入高效助排剂，压后立即用 3嘴控制放喷，放喷过程中接两套放喷装置采取不间断连续放喷技术，压裂效果明显改善。 为提高气井压裂后压裂液的返排率，改善气井压裂效果，尝试了在 压裂液中加入适量的液氮助排。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，有利于液体的返排，可以提高液体返排率，减少压裂液的滤失量对地层的伤害，提高压裂效果。 3、优化分层压裂改造工艺 第一，在选井上要提前了解被改造井的能量保持状况；第二，压裂前 后要测井温，了解压裂改造的效果；第三，在压裂工艺设计上要优化，要根据井距、注采井网针对性地选取压裂方式，对一套层系多层压裂的要采用限流压裂的方式，要区分孔密，在压裂规模上尽可能压开多的层。 （ 4）、压裂后控制产量递减，延长压裂有效期，及时进行注采调整。油井压裂后，注采平衡发生变化，要求及时调整相关水井的配注，实现新的注采平衡。对于压后生产能力旺盛的井，及时调整生产参数，进一步放大生产压差，充分发挥压裂层段的潜力。对于效果较差的油井，从地质和工艺角度分析原因，提出改进意见。 （ 5）文 南油田储层物性差异大，层间