文南油田低渗透油藏压裂改造技术

文南油田低渗透油藏压裂改造技术 1 前 言 压裂是低渗透油气田提高采收率和日产水平的有效方法，是挖掘油气井产能的重要手段。压裂就是用泵注设备在高排量、高泵压下首先将单纯液体 开并延伸裂缝，然后泵入混有支撑材料的携砂液，携砂液继续延伸裂缝并将支撑剂携入裂缝内，对裂缝形成有效支撑，最后泵入顶替液，以便将井筒内的支撑剂顶入地层，当所有的压裂材料泵送完成后，压裂液在一定时间内破胶降粘，返排出来，在地层中留下一条高导流能力的通道，以利于油气从地层远处流向井底。 文南油田是高压、低渗的复杂断块油气田，油层压力高，原始地层压力为 32 透率低，空气渗透率为 208 10平均空气渗透率为 25 10；且断层发育，小断层多，断块小，油层连通率差。这些特点决定了文南油田一部分区块注水开发困难，只能依靠弹性能量开采，而弹性能量下降快，产率低，因此对低渗透油田进行压裂改造势在必行。 一、水力压裂选井的原则 1、适合压裂作业的井 含油饱和度较高、岩石胶结好、渗透率较低的油井。 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。 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。 距边水远或距注水线较远的井。 油层严重污染堵塞的井。 文南油田低渗透油藏压裂改造技术 2 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。 2、不适合压裂作业的井 固井质量不好的井。 管外有可能窜槽的井。 套管严重腐蚀或有损伤、变形的井。 邻近油层有水层、气层或夹层较薄、隔绝不良的井。 渗透率较高（ 西以上）的井。 重复压裂多次没有明显效果的井；油层压力较低的井。 经过长期生产，油层能量已经很低或接近枯竭的井。 二、压裂设计的优化 1、压裂方式的优选 对一口压裂井来说，选择合适的压裂方式是至关重要 的，只有选择了恰当的压裂方式，才能发挥出井最大潜能，达到最佳的压裂效果。压裂方式一般有四种：油套混注，合层压裂；油套混注，投球压裂；卡封合层压裂；卡封投球压裂。每种压裂方式都有自身的优缺点：油套混注可以提高泵入排量，减少沿程摩阻损失，降低施工压力，但由于混注时油管内流体和油套环空中的流体的流速存在差异，使得在泵注支撑剂的最后阶段的高砂比难以保证；卡封压裂能起到保护油层和套管的作用，但由于油管注入摩阻较大，导致井口注入压力升高，对泵注设备提出了更高的要求。 对于新投产或生产时间较短的井，由于井况好，射 孔段单一，一般采用油套混注、合层压裂的方式；若射孔段较长，油层物性差异较大，一般采用油套混注、投球压裂的方式。对于生产时间较长的老井压裂，文南油田低渗透油藏压裂改造技术 3 如果压裂目的层上部有产层分布、套管有漏失或套管承压能力低，一般采用卡封分层和保护套管 ,若压裂目的层物性差异小，且井段较短，就合层压裂，若井段较长，油层物性差异较大就投球压裂。具体采用哪种方式要根据每口井的实际情况来决定。 2、压裂液的优选 要保证压裂工艺的成功率和有效率，就要选择出适合文南油田高温高压低渗透油藏的压裂液体系。 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、滤失性和对地层伤害性。要求压裂液耐温、抗剪切，携砂能力强，易破胶化水。试验表明，稠化剂羟丙基胍胶 具有低摩阻特征，用羟丙基胍胶作为稠化剂的 裂液，在温度 133、 170切速率条件下剪切 60右，达到了所要求的性能指标。 增稠剂水不容物的高低，决定压裂液对地层的伤害程度，我们对广泛应用的一级胍胶、特级胍胶、特优级胍胶进行性能评价，特优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，我们选用一级 胍胶，对特殊地层选用特优级胍胶。 交联剂优选： 国内常用交联剂性能评价表如表 1： 表 1 交联剂性能评价表 名 称 交联时间 用温度 抗剪切性能 70900130 80100 0120 100 0120 80100 0130 100 12 70150 100 体） 69 70160 100 文南油田低渗透油藏压裂改造技术 4 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。 降滤失剂的优选： 为了减少压裂施工中压裂液的滤失，减少压裂砂堵事故的发生，对于渗透率比较大、地层存在大孔道、压裂井离不封闭断层较近的井，采取适当的降滤失措施，目前文南油田压裂井，主要使用油溶性树脂、和粒度为 粉陶作为降滤失剂，两者都能很好的达到降滤失效果，但比较而言，油溶性树脂作为降滤失剂会对地层产生伤害，而采用粒径为 粉陶作为降滤失剂，即可以有效支撑微裂缝，降低近井地带的弯曲摩阻，又不会对地层造成伤害，具有较好的降滤失效果。 破胶剂的优选： 为了在压裂施工结束后能尽快返排，降低压裂液对地层的伤害，提高返排率，缩短关井时间，我们选用胶囊破胶剂和过硫酸氨两种破胶剂，采用分段破胶、复合破胶技术，即在施工前半部分采用胶囊破胶剂，这种破胶剂需要在施工结束后，裂缝闭合把胶囊压破，破胶剂释放出来，起到破胶作用，破胶速度比较慢；在施工的后半部分采用过硫酸氨作为破胶剂，这种破胶剂具有较强的氧化性，破 胶速度较快，可大幅度缩短压裂液破胶时间，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，采用这两种破胶剂，压后 4 小时，压裂液粘度可降到 3.4 渣含量 354。见表 2。 3、支撑剂的优选： 文南油田地层闭合压力高达 50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，对国内三 种 不同的烧结陶粒的物性和导流文南油田低渗透油藏压裂改造技术 5 能力进行了评 价 （ 见表 3），结果表明，在 50效闭合压力下， B 种陶粒的导流能力最适合文南油 田的需要。 表 2 分段、快速破胶数据表 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 3 压裂支撑剂性能对比表 项 目 单 位 5108 B C 规格 : 同左 同左 筛析 % 90 10 2 积密度 g/度 度 体破 碎率 % 52 10 0 9 10 导流能力 (10Kg/ 0 154 0 119 9 5 文南油田低渗透油藏压裂改造技术 6 4、 裂优化设计软件的应用 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； 根据储层及其流体的特性，优选合适的压裂液和支撑剂； 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。 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。 将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。 文 79压裂优化设计实例： 文 79位于文南构造文 79 南块，压裂层位 1层声波时差 隙度为 含油饱和度 具有高压、高温、低渗、孔吼半径小等特点。 由于该井压裂层段相对集中，井况条件一般，考虑采用卡封护套，合层压裂的方式。该井压裂层位上下遮挡层较好，压裂高度可以控制；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；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。 在以上设计思想的指导下，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。 首先确定设计参数： 有效渗透率 ：由于该井没有效渗透率数据，按照经验取值为 文南油田低渗透油藏压裂改造技术 7 孔隙度与有效厚度 ：取自小层数据表。 杨氏模量与泊桑比 ：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经验方程计算可得出岩石的波桑比和 杨氏模量。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。 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。地层的最小水平主应力可通过公式获取，但由于公式获取比较困难，故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。 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。 表 4 设计计算出的部分施工参数 设 计 参 数 设计缝长 （米） 90 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 南油田低渗透油藏压裂改造技术 8 确定了设计所需的参数后，应用 裂设计软件进行模拟计算，计算的最终结果见表 4。 72于 2002 年 6 月 21 日压裂施工结束投产，日产油 14t，不含水，日增油 止目前已累计增油 1576t，取得了较好的压裂效果。 三、新技术应用情况 1、裂缝监测技术 压裂施工中，当裂缝向前延伸过程中产生微震，在地面用地震仪接收地震波，利用直达波定位原理，经过计算机处理可以得出裂缝的方位 、高度、长度、产状等数据，从而对油田开发中布新井、调整注采井网、搞清油藏的主应力方向、压裂井优化设计等具有重要的指导意义。 在压裂施工前，首先在压裂井周围选择三个点，要求压裂井位于三点连线形成的三角形之中，距离 200不等，三个分站设有三个地震仪，首先应用 位系统测出三个分站和压裂井的坐标，监测过程和压裂施工过程同步进行，通过三个分站接收到微震波的倒时差，会形成一系列的方程组，反解这一系列的方程组，就可以确定出压裂产生的裂缝的方位、长度、高度和产状。 2002 年文南油田共实施压裂井裂缝监测 50 井次，涉及文南油田大部分区块，我们根据监测数据绘制了文南油田各区块的应力分布图，搞清了文南油田大部分区块的地下应力场。通过分析裂缝监测数据，我们了解到：文南油田油层的最大主应力方向为北西西向，压裂井形成的主裂缝方位与构造主断层方位一致，主裂缝方位为北北东向。因此在完善、调整注采井网时要注意主裂缝方位，注入水的主流线方向应避开主裂缝文南油田低渗透油藏压裂改造技术 9 方向，避免对应油井暴性水淹。对压裂引效的油井，在压裂设计中，要考虑裂缝方位，适当控制规模，避免过早水淹。 2、快速破胶返排技术 早期的压裂由于受压裂液体系的限制，破胶时间较长，一般 压裂后关井 12 小时以后才放压，由于压裂液滞留地层时间较长，对地层造成二次伤害，影响压裂效果。为了实现压裂液快速破胶、快速返排，同时又不带出支撑剂，我们通过优化压裂设计，优选压裂液、添加剂、支撑剂体系，优化泵注程序，采用分段加入不同粒径的支撑剂、分段加入不同的破胶剂的方法，缩短破胶时间。室内试验也表明，采用该方法在地层温度条件下，压裂液在 4时内能完全破胶，从取样分析看， 8 小时后压裂液粘度小于 s，破胶液表面张力 此现场广泛采用 4时快速破胶返排技术。实践表明该技术 能够实现压裂后快速及时放喷，减少压裂液对地层的伤害，延长了压裂井有效期，提高了压裂效果。 3、裂缝强制闭合技术 即在压裂施工中加大破胶剂的用量，施工结束后，立即采用 3嘴控制放喷，以后视压力变化情况逐级放大油嘴放喷，强制裂缝闭合，以便尽快将悬浮在压裂液中的支撑剂夹在裂缝中，防止支撑剂沉入裂缝底部，使支撑剂有效分布在对应于产层的位置。另外，压裂液尽早返排，可使单位体积裂缝内压裂液滤失量小，因而裂缝内残碴浓度也相应降低，对地层及裂缝的导流能力伤害降低。长期的导流能力实验表明，在裂缝闭合后初期 1内，导流 能力迅速下降（几乎一半），之后，下降速度明显减缓。压裂液尽早返排，可以抓住裂缝初期高导流能力的有利时机，文南油田低渗透油藏压裂改造技术 10 早投产，早见效，缩短投资回收期。通过压裂前后探砂面的数据显示，采用裂缝强制闭合技术，不会带出支撑剂。 2002 年在 17979井上采用该技术，取得了较好的压裂效果， 79后日增油 含水，目前已累计增油 1231t， 179计增油 1204t。 4、前置液中加粉砂技术 在压裂施工前置液中加入粉砂，可以有效的降低近井地带的弯曲摩阻，填充地层微裂缝 ，降低压裂液滤失，提高液体利用效率，减少压裂砂堵事故，提高压裂效果。 由于近井地带射孔相位引起的裂缝的不规则造成弯曲磨阻，高浓度携砂液在经过近井地带时，由于流通路径的不规则从而造成附加的流动阻力，容易发生支撑剂滤出，造成近井脱砂，发生砂堵事故。如果在前置液中加入适量粉砂，可以借助水力切割作用对弯曲裂缝进行冲刷，使其菱角平滑从而降低裂缝弯曲磨阻。 压裂施工中，在裂缝向前延伸过程中，沿着主裂缝两侧形成一系列微裂缝，压裂液流入微裂缝造成压裂液滤失，在压裂施工后，由于微裂缝没有形成有效支撑，在地层压力下重新闭合，滤 失到微裂缝中的压裂液形成的残渣被固定在裂缝中，造成地层伤害，影响压裂效果。如果在前置液中加入适量粉砂，一方面可以减少压裂液的滤失，另一方面还可以在施工结束后对地层形成有效支撑，实验表明 砂在69闭合压力下，渗透率可以达到 以提高微裂缝的渗透率，提高压裂效果。 统计文南油田 17 井次加粉砂井，单井平均增油 均单井累计文南油田低渗透油藏压裂改造技术 11 增油 计增油 8528t，平均有效期 245 天，施工成功率 100%，避免了压裂砂堵事故的发生，延长了压裂有效期，达到了预期的效果。 5、大斜度井卡封压裂技术 文南油田由于断块比较复杂，地层压力高、随着油田的开发，油水关系复杂，目前，双靶定向井在我厂占有相当大的比例，以前由于受压裂封隔器的限制，对于井斜角大于 30 度的井，卡封压裂工艺风险较大，一般井斜角大于 30 度的井无法施工。今年我们与井下工具队、井下工艺研究所等单位积极配合，采用 列封隔器在斜井上卡封压裂成功，结束了大斜度井不能卡封压裂的历史 2002 年在 9 月 18 日在 79上采用 封隔器，井斜角 36度，施工获得成功，后来又在 斜 79斜角 40o）等井上获得成功应用，为我厂大斜度井卡封压裂找到了新路子，满足了定向井卡封压裂的需要。 表 5 大斜度井卡封压裂数据表 井号 卡点深度（ m） 卡点井斜 ( ) 加砂量 （ 用液量 （ 压后日增油 (t) 79905 36 28 33152 7 9950 40 28 33125 41 22 、大规模、高砂比施工工艺 早期的 压裂井由于受压裂液、压裂设备、压裂工艺技术等的限制限制，压裂规模较小，一般加砂强度 1m3/m。近年来，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%，使文南油田低渗透油藏压裂改造技术 12 裂缝在垂向及水平方向上均得到最大程度的填充，提高了裂缝导流能力。统计文南油田 2002 年压裂井 34 井次，平均加砂强度 m，平均砂比 其中 19 井次压裂井加砂强度大于 m，15 井次加砂强度小于 均单井日增油 日产油量大于 10t/d 的井中，有随着砂比的提高日 产油量逐渐增大的趋势。因此，在地层条件允许的条件下，尽量采用大规模压裂方式。如文 269裂 ，井段： n，没有水井对应，设计采用油套混注方式，设计砂量 46 方，施工后 5嘴自喷生产，日产液 产油 得了较好的压裂效果。 四、 2002年压裂方面所做的工作 1、加强油藏研究，精心选井选层，加强措施前期论证，实行重大措施专家评审制度。措施前，深入地质研究，充分应用各方面资料，了解油层潜力 , 强调地质与工程相结合，摸清油藏基本情况，详细掌 握油井动静态资料，开展工艺适应性分析。认真分析储层物性、地质构造，油水井对应关系、断层分布、裂缝方位等，开展剩余油分布的研究和监测。 2、积极推广新工艺技术，提高压裂工艺水平和措施效果。文 179255陶封口，提高近井地带导流能力，并采用强制闭合技术，该井压后日增油 22t，累计增油 1204t。文 79 文 269井提高压裂规模，加砂强度大于 3m3/m，单井加砂量大于 30裂后均自喷 生产，平均单井日增油大于 20t，借助裂缝监测数据，摸清裂缝的形成规律，搞清地层裂缝方位，提高油井重复压裂效果，今年重复压裂 5 口，文南油田低渗透油藏压裂改造技术 13 有效 4 口，累计增油 1174t。 3、总结 2001 年 井压裂引效成功经验，我们认识到：与 依靠天然能量相比，压裂引效具有能量充足、有效期长、增油效果 显著等优点，所以今年压裂工作的方向从油层改造转向压裂引效上，同时优化压裂设计，改善压裂效果。压裂引效的关鍵是根据地质特点和井组生产情况，确定合理的压裂规模和设计缝长。对压裂引效井设计以短宽缝为宜，设计缝长控制在 1/3 井距内，提高砂比在 26%以上。统计 上半年压裂改造油层 19 井次，无效 2 井次，单井日增油 裂引效井 15 井次，无效 1 井次，单井日增油 4、统计历年来各区块层系破裂压力及梯度，井温梯度，合适的加砂量和压裂规模，压裂后增产效果，收集有关压裂设计所需参数，指导今后压裂选井和参数优选。 5、加强管理，精细施工，全方位监督压裂施工全过程。压裂前与压裂队技术人员进行技术交底，明确注意事项，做到心中有数，施工期间监控交联剂、破胶剂和支撑剂的加入情况，严格按设计施工，取全取准各项施工参数。施工中出 现问题，及时 发现、反馈并解决施工中到的各种问题 。 6、压裂前后测井温、裂缝监测，评价压裂效果，摸清裂缝的形成规律，为其他油井设计提供可靠依据。文 33重复压裂，由于搞清地层裂缝方位，该井加大压裂规模，没有造成水淹，取得了较好的效果。 7、与采油院合作开展水力压裂优化设计，统计 1份井下设计并压裂 52 井次，采油院设计和压裂 22 井次，各项施工参数详见表 8。 文南油田低渗透油藏压裂改造技术 14 由表 5 对比数据可知：与采油院设计相比，井下压裂设计加砂强度小，平均砂比偏低，压裂液用量大。 表 5 设计单位压裂施工参数对比 设计 单位 压裂井次 压裂厚度 m 前置液用量 砂液用量 砂量 均砂 比 % 加砂强度 m3/m 井 下 52 油院 22 640 1669 统计新投压裂，采油院设计并压裂 21 井次，有效 19 井次，有效率 累计增油 13547t，平均单井增油 645t；井下设计 37 井次，有效 30 井次，有效率 81%，累计增油 15641t，平均单井增油 422t。 (井号统计至 果统计至 与井下设计对比，采油院压裂效果较好，有效率高于井下 百分点，平均单井增油比井下增加 223t。 8、压裂既是改善地层流体渗流条件的一种有效手段，也同样对地层造成伤害，因此必须加强储层保护力度，在作业施工中采用活性水洗井冲砂，而这方面的工作做得较少，在此希望作业队、采油区支持我们的工作。 五、现场应用情况及经济效益分析 1、水力压裂现场应用情况 2002 年文南油田共实施压裂 63 井次（不包括新投压裂），工艺成功率100%，有效 54 井次，有 效率 累计增油 33320t,累计增气 104算增油 37455t,平均单井累计增油 594t。 分油、气井压裂效果统计和分区块压裂效果统计见表 6、表 7 表 6 分油、气井压裂措施效果统计表