压裂汇报(ok)

2000 年压裂效果分析 压裂是低渗透油层改造的重要手段，是文南油田进行产液结构调整、挖掘油层潜力、保持油田持续稳产的一项进攻性措施。压裂又是一项复杂的系统工程，从选井选层、压裂工艺的优选和施工设计的优化，压裂液配方到现场施工等，涉及地质、工程、油田化学等诸多学科，任何一个环节出现失误，都会直接影响压裂效果，甚至导致失败。为了更好地开展压裂工艺，提高压裂效果，优化压裂设计，全方位督监压裂施工，使压裂措施规范化、决策化、科学化，采油四厂成立压裂项目组，推行项目监理制。 一、 2000 年压裂项目组的主要工作 1、加强措施前期论证 ,选井选层严格把关 压裂井层的选择是措施取得效果的关键。因此，地质部门提出措施后，需要进一步细化地质分析，开展工艺技术适应性，充加强措施前期论证工作，对储层物性、有效厚度、含油饱和度、地层压力，控油面积、油水井对应关系、断层分布等进行论证。 2000 年在充分论证的基础上，有 2 口井（文 722）不适合压裂，我们及时将情况反馈给地质大队和有关领导。有 4 口井（文 1882697982）的动态数据和静态资料无法确定其油层潜力，在作业过程中，追加测静压工 序，依据静压资料，再决定是否压裂。文 188井静压 裂后日增气 8676 269 79静压 定不压裂。 2、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。成立项目组后，我们与乙方共同设计，根椐井层的地质特点，优化压裂设计，实现工艺结构的优化，方案的经济评价。 3、加强管理，精细施工，全方位监督压裂施工全过程。 在配液前，认真检查压裂液配制 罐是否干净，按压裂液配方配制压裂液，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，密切监视施工泵压、施工排量及压裂液密度变化情况，防止砂脱和砂堵，取全取准各项施工参数，出现意外情况及时处理。 72新井压裂超压，破裂压力达到 74过调整加砂比，低排量施工，保证了施工顺利进行。文 72加原胶时套压急剧上升，我们认真分析，排除套漏、封隔器窜等可能性，认为该井管外窜 ,因此，请示领导后，决定继续压裂，压裂后，管柱顺利起出，未发生井下事故，产油量由压裂前的 升至 工后按设计破胶返排，取样分析，粘度监测，确保彻底返排破胶液。由于监测设备没有到位，无法核实监测压裂液和支撑剂等各项性能，如压裂液的粘度、 胶破胶时间，以及采集交联剂确定压裂液的交联时间。 4、在 14 口井上开展人工裂缝监测，其监测结果可以给出裂缝长度、方位、高度和产状，运用裂缝监测资料，可以确定裂缝伸展方向，近井区域最大水平应力方向，开展水力裂缝历史拟合，检验压裂优级化设计是否转化为优化施工，以及分析判断压后生产动态所反映出的问题，提出重要依据。 9 口井给出了优势的裂缝延伸方向为北东东 向；根据区域应力特征，这些井近井区最大水平主应力方向为北东东向； 5 口井给出了优势的裂缝延伸方向为北西西向；这些井近井区最大水平主应力方向为北西西向。 5、项目组成立后，面临许多困难，缺乏有关压裂方面的知识，现场经验少，我们一方面从书本中获取知识，另一方面，邀请采油院压裂室的专家授课，掌握压裂液及其性能、压裂液组成、添加剂、压裂设计、压裂设备等基础知识。 6、分析 1份压裂效果差的原因，摒弃了一些不正确的作法，提出改进措施和对策，完善了施工工艺。我们提出了提高砂比、加大压裂规模；尽量避免长井段压裂 施工；改变以往过顶替替置液的作法，采用正常顶替或欠顶替；收集整理水基压裂液性能评价方法和压裂支撑剂性能测试推荐作法等标准，遵循这些标准开展工作。修订和完善岗位责任制，制定项目管理和考核办法。 二、 2000 年压裂效果评价 全年老井压裂 11井次，有效 10井次，有效率 平均单井日增液 增油 4t，平均单井累增油 计增油 2756t,累计增气 方(见表 1。新井压裂 22 井次，累计产油 22045t，见表 2。水井压裂 1井次，压裂前油压 注 40裂后油压 注 55 效期 87 天，累计增注 1666 扣除 34 天放压水量，累计增注 1000 果较差。 压裂项目组成立前，老井压裂 6 井次，有效 5 井次，有效率 平均单井日增液 均单井日增油 均单井累增油 358t, 累计增油1790t。 压裂项目组成立后，压裂 5 井次，有效 4 井次，有效率 80%，平均单井日增液 均单井日增油 均单井累增油 241t。 累计增油 966t，累计增气 方 ( 与上 半年对比，下半年压裂减少 1 井次，有效率降低 百分点，单井日增液增加 井日增油增加 于部分油井压裂后，投产时间短，效果有待于进一步观察。 统计历年来老井压裂效果，见表 3， 2000 年平均单井增油量最少，特别是与 98、 99 年对比，压裂井次、累增液量和累增油量均有大幅度降低。 2000 年老井压裂中， 3 口井压裂效果较好， 文 88压裂前工作制度 38*，日产液 产油 水 70%，压裂后工作制度 38*，日产液 产油 10t，含水 30%,日 增油 增油 750t。文 720 月 27 日压裂，压前 5嘴间喷，日产液 日产油 裂 后工作制度 38*，日产液 产油 水 27%,日增油 增油 337t。文 88于 11 月 2 日压裂，压前工作制度 6嘴自喷， 1990 表 3 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 日产液 产油 水 15%，压裂后工作制度 38*，日产液 产油 水 30%,日增油 增油 492t。 2000 年老井压裂中， 2 口井压裂无效，文 33液量增加 量下降 水由 0 上升至 80%； 88，压裂后产油量由 到 三、压裂效果较差的原因分析 1、层多且层薄，压裂井段长。 统计 2000 年 11 口油井，压裂总厚度 212m，层数 111 层，平均单井压裂厚度 0 层，平均单井跨度 计 99 年 17 口油井，数 112 层，平均单井压裂厚度 , 平均单井跨度 99 年对比， 2000 年单井压裂厚度增加 数增加 , 平均单井跨度增加 井段跨度 90m， 88油井段 210单井跨度 116m。给压裂设计和施工带来较大难度，也更严重地影响压裂效果。下半年，压裂选井时，避免长井段压裂施工，平均单井跨度 数 9 层。 2、个别井压裂时机不合适。 把握良好的压裂时机，对 压裂效果至关重要，若地层压力保持较高水平，地层处于完善状态，此时压裂，增产效果不明显，若地层压力下降幅度大，此时压裂改造困难，压裂效果也会降低。如文 88压裂 度 5 层，其中 9，井段 度14m 9 层，曾于 99 年 6 月份压裂，此次为重复压裂。压裂前 10嘴自喷生产，油压 压 产液 日产油 层能量充足，没有得到有效发挥。 压裂后工作制度 38*，日产 液 15t,日产油 水 2%，累增油 450t， 压裂增产幅度不大， 没有 达到最佳增产效果和经济效益。 3、压裂井未受注水控制，无能量补充，依靠弹性能量开采，压裂的目的主要是油层改造，解除近井地带污染，而不是压裂引效，同时受到储层物性差的影响，产量递减快。 如 压裂初期效果较好，日增油 压裂后无能量补充，储层物性较差，孔隙度 含油饱和度 46%，压裂后增油 100t,有效期仅28 天。 4、水力压裂规模偏小，裂缝渗流能力较低。 对于低渗透油藏，要提高增产倍数，应加大裂缝长度，加大压 裂规模。文 33油层厚度 n，压裂液用量 77砂量 6 砂强度 m3/m， 破裂压力高达 泵压力仅 开的裂缝没有得到有效地支撑，裂缝也没有得到很好地延伸 ,水力压裂规模偏小，裂缝渗流能力较低。 5、文南油田地层埋藏深、上覆地层压力高、有效渗透率低，决定了油层破裂压力高，另外地层温度高，液体携砂能力减弱，断层发育，构造破碎，含油面积小，水力压裂难度较大。 6、压裂造缝不完善，压裂液滤失量大，加砂不稳定是造成压裂砂堵的主要原因。 文 72压裂 11 月 16 日 压 裂 ， 层 位 1 井 n,破裂压力 最高砂比高达 在顶替替置液 18砂比段的压裂液进入地层后，泵压迅速上升至 成砂堵。文 33破裂压力 均砂比 在顶替顶替液 5 压迅速上升至 68认为压裂液滤失量大，造成砂堵。 7、低渗、薄差的二、三类油层改造动用技术，如分压选压工艺不成熟。 投球压裂主要针对井段跨度大（大于 50m）、物性差异大、非均质严重的油水井， 优先压开物性好、油层厚度大上部油层，因此投球后，破裂压力应大于第一次破裂压力 ，才能将差层压开，达到一次压裂压开多个油层的目的。统计 2000 年 6 口井采用投一压二的方式，只有 88口井投球后，第二次破裂压力比第一次大，其他四口井投球后破裂压力较低，没有达到投一压二的目的。这对于文南油田射开井段长、油层跨度大、层多等情况来讲，显然不能适应客观要求，也就不能达到压裂改造、增效的目的。 8、顶替液过量顶替，井筒附近裂缝闭合，降低了裂缝导流能力。 在压裂加砂过程中，采用多级渐进式加砂程度，不断提高加 砂比和携砂液浓度，希望在地层中以近井地带为中心，形成最大支撑宽度和铺设浓度的楔形支撑面。而上半年压裂的做法是过量顶替 1顶替液，其目的是压裂破胶后，井筒内少沉降奈裂砂。但顶替过量，近井地带压裂形成的裂缝因没有支撑剂而闭合，不能形成高导裂缝。其中文 33含油井段 25m，理论计算用量 际顶替量 顶替 裂无效。文 8895过顶替 1.4 88210过顶替 1.4 下半年，我们改变以前的做法，按正常用量顶替，或欠顶替。 四、 目前存在问题 1、井下技术服务公司是局唯一的专业化压裂施工队伍，无论压裂效果好坏，只要压裂成功，施工过程没有出现井下事故，他们的经济利益就不会受到影响，尽管属于乙方，但由于处于垄断地位，不存在竞争压力，方案设计和现场施工往往过分“求稳”。压裂施工前，不给项目组提交施工设计和 水力裂缝模拟结果等有关数据。 2、水力压裂自 84 年在油田应用以来，压裂设计经历了二维、拟三维、全三维的过程，软件均由美国人根据本油田的实际情况设计，在资料录取和设计方法上有不足之处，施工后符合程度低。我们也没有一套优化设计软件，对压裂施工 参数进行验证。 3、压裂是一项复杂的系统工程，涉及到诸多学科，由于受到人员素质、现场经验、硬件配置及特殊行业的限制，项目组不能主导压裂施工和深入研究，主要工作局限于压裂前的评估和论证，缺乏有效手段和技术监督压裂施工。 4、项目组人员素质急待提高，项目组人员对压裂有关知识知之甚少，没有现场经验，缺乏分析和解决相关问题的能力。 5、压裂液监测设备没有到位，无法核实监测压裂液和支撑剂等各项性能，如压裂液的粘度、残渣含量、 ，凝胶破胶时间，以及采集交联剂确定压裂液的交联时间。压裂施工中出现问题，不能拿出相关数据 ，分析事故原因。如文 88怀疑压裂液残渣含量高，或压裂液破胶不彻底，降低了岩石及填砂裂缝的渗透率，造成油层污染，压裂产量由日产油 到 是现场没有监测压裂液，没有化验数据说明压裂液残渣含量高，或破胶剂不彻底。 五、认识和建议 1、压裂工艺专业性很强，压裂项目组没有条件和能力深入该领域，对压裂项目组应适当定位，期望值不可过高。 2、压裂项目组的工作应由浅入深，分四步走，、合理选井选层，措施论证，效果评估，现场监督压裂液和支撑剂用量，是否按设计施工，取全取准施工参数；、依 靠自身条件，优化设计和参数优选。、压裂液性能监测，取样监测压裂液和支撑剂等各项性能；、优选压裂液配方，选择合适的外添加剂。 3、配套完善压裂液监测设备，系统监测压裂液和支撑剂的各项性能指标，执行 5107基压裂液性能评价方法和 5108裂支撑剂性能测试推荐作法等企业标准。 4、加强压裂技术方面的人员培训，提高监督质量。在工作中，我们深感知识的不足，不能分析和解决实际问题，没有扎实的基本功，项目组无法有效地开展工作。工欲善其事，必先利其器，因此， 我们希望系统学习压裂工艺技术知识，注重理论与实际相结合，学以致用。 5、合理选井选层，把握良好的压裂时机，严格控制射孔井段，这是压裂取得效果的关键。压裂改造油层的同时，注重