开发压裂

开发压裂 西安石油大学 李璗 压裂工艺研究与试验主要经历了三个主要阶段 第一阶段是以单井压裂为主，目的是提高单井改造效果，做了 多种单项工艺技术研究。没有把压裂按照现代油藏管理和中石 油 2005年颁布的油田开发管理纲要的要求融入到油藏工程方案 中（如注采井网、类型、密度、井排方向及注采关系等）并在 采油工程方案中加以详细论述。而是基本不考虑压裂工艺措施 对油田开发的整体的影响，单井的压裂措施也不是根据整体开 发要求进行优化， 第二阶段以油田开发区块为研究对象，结合开发井网， 开展裂缝适配井网的整体压裂技术研究，构成了“安塞模式” 中的主体技术，实现了安塞特低渗油田的经济有效开发； 第三以压裂裂缝为核心，进行井网优化设计，实现井网与 压裂裂缝最优化匹配的开发压裂试验研究。 开发压裂设计要点是，以开发井网为基点，按照“三个适配” 的研究路线，以裂缝模拟为手段，量化与井网适配的缝长、 导流能力，并以开发指标为目标函数优化选择压裂施工参数。 （）井网与水力裂缝方位适配性研究 开发井网形式 采用与储层相适应的注采井网，是获得好的开发效果的基础。 特别是特低渗岩性油藏，均不同程度地发育天然裂缝，一方 面改善了储层的渗流条件，另一方面加剧了储层平面非均质 性，造成裂缝水窜。 对于裂缝不发育，注水后见水方向不很明显的区块，采用正方形 反九点面积注水井网，井距 300 350m，正方形对角线方向与最大 地应力方向平行；对于天然和人工裂缝方位较稳定的区块，采用菱 形反九点注水井网，使菱形长对角线与最大主应力方向平行，井距 450距 150延油井的见水甚至水淹，并使位于 缓裂缝侧向上的油井比正方形井网见效快，水驱动用程度高 ； 对于储层物性差、裂缝发育且最大主应力方位清楚的井区， 采用矩形井网，井排与裂缝平行，排距 130距 500- 550m，注水井距 1000- 1100m，中后期拉通水线形成排状注 水，使裂缝侧向油井见效，提高水驱程度。 菱形井网条件下开发效果对人工裂缝方位的敏感性 菱形反九点井网要求注水井和角井连线（长对角线）平行 于人工裂缝走向，但如果菱形井网长对角线与人工裂缝方 向有一定夹角，则会对开发效果产生影响，为了评价这种 影响，分别选取夹角为 0o、 15o、 30o 、 45o、 90究，得出不同夹角对开发效果的影响见下图 。 从图中可以看出，随着菱形井网长对角线与人工裂缝方向的夹角 的增加，累计产油量降低，但是当角度从 450产量 又大幅度增加，但与 0果还是较差。 （）水力裂缝导流能力与储层渗流能力适配性研究 下图是在 10单井半年 平均 日产量与裂缝的导流能力的关系曲线， 0123456780 10 20 30 40 50 60 70导流能力（ c m ）单井半年日产（t/d）系列1下图是在 10单井 1年后日产量与裂缝的导流能力的关系曲线。由图可以看出，单井日产量随裂缝导流能力而总体增加，但当达到15 20 m2井日产量增加的幅度变缓，因此， 对于有效渗透 率在 10合理的裂缝导流能力在 15 20 0 1 2 3 0 10 20 30 40 50 60 70 导 流 能 力（ 日产油 t/d （）水力裂缝缝长与井网、储层适配性研究 图 410流能力为 30 m2后3个月平均单井日产量与 半 缝长关系曲线。从图中可以看出，的产油量随穿透比增加而增加，当 半 缝长达到 130m 150油量增加的幅度明显变缓。因此，对于渗透率为 10理的 半 缝长在 130m 150 01234560 50 100 150 200 250 300 350缝长（ m ）压后3月产量(t/d)图 4日平均产量与半缝长的关系曲线（压后 3个月） 下图是当渗透率为 10流能力为 20 m2后 3个月平均单井日产量与 半 缝长的关系曲线。从图中可以看出，产油量随穿透 比增加而增加，当 半 缝长达到 170油量增加的幅度明显变缓。因此，对于渗透率为 10理的 半 缝长在 170 0 1 2 3 0 30 60 90 120 150 180 210 240 缝长（ m ） 日产油量 t/d 300 27 0 、 开发压裂技术推广应用 1998年在靖安油田 960 360m）井网进行了开发压 裂试验。根据 34口油井统计，平均单井试排产量为 d ，比邻井 高 4m3/井产量高、注水见效快、稳产周期长。目前单井产量 达 d。注水见效程度为 98%比邻区高 8 10%，有长期稳产的势头。 菱形反九点井网的优点是：有利于加大压裂规模；加大了裂缝方向上角井 与注水井井距，减缓角井见水速度；缩小了排距，提高了侧向油井受效 程度。对裂缝较发育的井，注水井和角井连线平行裂缝走向，放大裂缝 方向的井距。从而提高了单井产量，延长稳产期。 三、重复压裂技术 目前，对重复压裂有两种认识：一是重复压裂是原有水力裂缝的进 一步延伸或重新张开已经闭合的水力裂缝，且施工规模必须大于第 一次压裂作业的 2 4倍，才能获得与前次持平的产量；另外一个 认识是，重复压裂要对老缝进行暂堵，重新压出新裂缝，形成新的 裂缝系统，进而提高单井产量的过程。 大量的现场试验和室内实验研究表明，油气井中前次人工裂缝的存 在、油气井长期的生产活动、邻井人工裂缝及其生产 /注入活动等 将导致储层中原地应力场大小和方向的变化，产生应力重定向。 邻 井裂缝对应力场的影响。 1987年美国能源部在多井试验中进行改变应 力的压裂试验，首先证明了地应力场受邻井裂缝影响。 初次裂缝对应力场的影响。 为，地层中存在的支撑裂缝将改变井眼附近应力分布，使重复压裂裂缝的 起裂方位垂直于初次裂缝方位，离开井眼一定范围再发生转向，以平行 于初次裂缝方位延伸。 油气井生产 /注入对原地应力场的影响。 孔隙压力的改变也会影响新裂缝的重新定向。在原地应力没有起控制作用情 况下，裂缝会转向局部孔隙压力更高的方向。他们认为靠近裂缝末端的局 部孔隙压力梯度控制了裂缝的发育方向，他们的想法是建立在静态条件上 的。而 缝的发育方向是由孔隙 流体扩散到基质，引起原地应力改变所决定的。这种现象引起应力强度因 子 随时间而变，而应力强度因子是支配裂缝发育速率和方向的一个重要因素。 国外研究 次裂缝周围孔隙压力随时间变化的影响。他们证明长期生 产能逐渐改变地应力场，使得应力能发生 的反转。在这种 情况下，新裂缝有可能垂直于前次裂缝延伸。当应力改变 90达到一个最大值后，会随着油气田的继续开发而减小。 这种应力改变可供选择一个最佳的时机实施重复压裂， 使新裂缝最大限度地延伸。 地层参数各向异性对应力场的影响。 了他们以前的工作，研究了地层参数各向异性对重复压裂的影 响。他们认为水平渗透率各向异性导致了大规模的应力改变， 如果前次裂缝是定向在高渗透率方向，那么这种现象对于重复 压裂是有利的。除此之外，他们发现弹性模量的各向异性对应 力的重新定向也会有一定的影响。 孔隙压力变化诱导了局部剪切应力改变，导致新裂缝近似 垂直于前次裂缝，或与前次裂缝成一锐角。 、缝内暂堵压裂井选层 （ 1），剩余可采储量至少在 50%以上； （ 2）适宜的压力保持水平 地层压力保持水平越高，措施后产量越高。根据安塞油田的 14口井对比， 地层压力保持在原始压力 80 100时，复压效果最好，而超过 100%时， 重复压裂后含水大幅上升，效果变差。 （ 3）油井含水在 30%以下，数值模拟及矿场实践证实，重复压裂效果随 含水率的增加而变差。统计 2002 2004年压裂前含水高于 20的 8井， 增产量随含水上升而下降。 2003年王窑老区 3口见水井复压后基本无效， 水上升 14 31个百分点。适宜的二次压裂时机，一般应在油井见水前或 含水低于 30。安塞油田油井见水方向基本与最大主应力方向一致，在 已有井网下见水井重复压裂有很大的不确定性。 （ 4）有较好的水驱条件，区域井网完善，水驱双向或多向受效，以保证较长的压 裂有效期。 含 从 2002年 施工 163井次，有效率 93，共累计增 油 75150吨。 年度 施工井数 有效率% 有效井平均日增油（ t） 当年平均单井增油(t) 截至目前累计增油（ t） 平均有效天数 仍有效井 (口 ) 2002 25 92 90 21786 585 17 2003 69 96 07 35720 297 46 2004 69 92 02 17644 164 58 合计 163 93 75150 121 表 42002目前国内外普遍采用的测试方法有实验室测试和现场测试两种。 实验室测试包括对不定向岩心波速的各向异性、差应变、凯塞 效应、古地磁等测试， 最后综合分析各测试结果，确定岩心主 应力大小和方向。 在进行岩心分析之前需进行古地磁测量，测 取以现代磁北为基准的偏角，进行岩心定向工作。 四、裂缝监测及诊断技术 现场测试有直接测试和间接测试两种方法。 裂缝测试间接方法 测试方法 可能估计的项目 主要的优点 主要的局限性 长度 高度 宽度 方位 体积 导流 净压力分析 可以描述裂缝的延伸情况，进行裂缝高度、长度、宽度解释 结果依赖于模型的假设条件和油藏描述的准确性。需要准确的渗透率与压力。不能确定裂缝方位。 试井分析 可以得到裂缝导流力、缝长等信息 生产分析 近井地带裂缝直接测试方法 测试方法 可能估计的项目 主要的优点 主要的局限性 长度 高度 宽度 方位 倾角 放射性示踪剂 可以进行裂缝方位、高度、长度、宽度的测试。 探测深度只有 测试的裂缝高度比实际的偏低。 井温测井 可以获得井眼较近范围的裂缝高度 热传导性对测试结果带来误差； 要求压裂后较短时期内进行； 所测裂缝高度比实际的偏低。 井眼成像测井 可以进行裂缝方位、倾角的测试。 只能由于裸眼井 井下电视 可以测试裂缝高度 用于套管井，有孔眼的部分 井径测井 可以测试裂缝方位 裸眼井结果，取决于井眼质量 远场裂缝直接测试方法 测试方法 可能估计的项目 主要的优点 主要的局限性 长度 高度 宽度 方位 对称性 地面电位 测试方法比较简单 受深度和井身、井场条件限制，不能进行裂缝几何尺寸的解释。 地面倾斜仪 获得裂缝的方位和尖端效应； 大致可以获得裂缝体积和中心位置； 解释多裂缝效应和裂缝的弯曲效应。 不能解释裂缝几何尺寸； 受深度限制，测试图的清晰度随深度的增加而减小； 只能宏观地而不能详细地描述裂缝增长。 周围井井下倾斜仪 能够对裂缝在非储层或穿过产层的实时延伸进行监测；。 受井距限制，随对比井距离的增加裂缝长度和高度测试图的清晰度变弱。 施工井倾斜仪 采用缝高、缝宽、及液体效率计算缝长。 地面微地震 可以解释裂缝的方位、 对称性。 如果有多层不能确定具体压开哪 一层。 井下微地震 可以解释裂缝的方位、高度、长度、对称性及裂缝随时间的延伸情况。 不能获得裂缝宽度； 监测井与压裂井井底距离小于1200m。 远场直接测试方法在监测项目和可靠性方面均是室内测试方法、 间接测试方法和近井地带直接测试方法所不能比拟的，所获得的 裂缝特性参数可靠程度较高。地面倾斜仪、电位法在裂缝方位、 裂缝对称性方面可靠性比较高，而裂缝长度、高度解释结果可靠 性比较低。地面微地震法监测位置处于地面，易受地面噪音干 扰，准确度较低。井下测斜仪技术（包括施工井和邻井）在解 释裂缝高度、长度、宽度方面可靠性较高，但是要配合其它测 试。井下微地震对解释裂缝的方位、高度、长度、对称性及裂 缝 随时间的延伸情况可靠性均比较高，目前在国外的应用比较 广泛。 相对于间接测试方法和近井地带直接测试法，远场直接测试法可确 定项目数量多、准确度高。国外常用井下微地震技术，地面 /井下测 斜仪技术、零污染示踪剂监测技术。尤其是井下微地震技术、井下 测斜仪技术，由于监测仪器放置在井下地层位置，与被监测层位距 离近信号高保真，受干扰少，准确度相对较高。目前井下微地震技 术已在北美、加拿大及法国已进行了 500多口井的试验。 、测试压裂技术 ）测试压裂方法及参数 低渗透油田特性，测试压裂停泵后压降缓慢、裂缝闭合时间长采用常规 的测试压裂作法，造成数据分析困难。探索形成了低渗油层“两段式” +”台阶降排量测试“的测试压裂技术（图 1 活性水注入，裂缝闭合时间较短，易于测取地应力和分析拟合渗透率； 胍胶注入分析裂缝摩阻、近井筒弯曲特性和液体滤失特性； 支撑剂段塞分析裂缝对支撑剂的压力反应和补救措施； 测试压裂诊断分析与井温测井结果相结合， 减少了净压力拟合分析中一个重要的不确定性因素，使优化压裂设计模型 更具针对性； 测试压裂工作参数：活性水 10胶 20 裂缝闭合注入脉冲砂段地面施工压力排量支撑剂浓度泵注时间活性水注入活性水注入交联液注入主压裂图 4测试压裂诊断分析步骤 测试压裂井情况 井号 层