（石油与天然气工程专业论文）大庆新站和葡西油田压裂增效技术研究.pdf

大庆石油学院工程硕士专业学位论文 大庆新站和葡西油田压裂增效技术研究 摘要 大庆新站、。葡西油田属于低渗透、裂缝性油田，实施整体压裂改造可以提高油田 的整体开发效益。但是，由于目前的井网已定，通过现场地应力测试，水力裂缝方位 也确定，在这种条件下，如何实旌整体压裂改造，优化合理的裂缝参数是急需解决的 问题。为此，需要研究新站、葡西油田整体压裂改造后水力裂缝参数对油水井生产动 态的影响，在此基础上以产量、采油速度、采收率和经济效益为目标研究合适的裂缝 参数，以指导油田的整体压裂改造。 本文在深入研究新站、葡西油田油藏地质特征的基础上，依据储层的敏感性和裂 缝发育状况，通过岩心实验和现场测试确定压裂液体系和支撑剂，建立带裂缝的油藏 数值模拟模型，计算现有井网和裂缝方位条件下，注、采井裂缝长度和导流能力对油 藏开采指标的影响，通过综合优化确定合理的裂缝参数和实施方案。通过l o 井次的地 层参数测试和2 3 口井的压裂对比试验，取得了较好的效果i 从而为低渗透油田不同区 块、不同类型井整体压裂改造采取不同的压裂设计及技术提供了借鉴，为确保低渗透 油田有效开采提供了科学的依据。 关键词：低渗透，压裂，数值模拟，压裂参数 a b s t i t a c t r e s e a r c ha n d a p p l i c a t i o no ft h es t i m u l a t i o nw i t h f r a c t u r i n gi nx i n z h a n p u x i ，d a q i n go i l f i e l d a b s t r a c t x i n z h a n p u x io fd a q i n go i lf i e l di sal ( i r l do fl o wp e r m e a b i l i t ya n d 仔a c t u r e d e v e l o p m e n to i lf i e l d u s i n go v e r a l lf r a c t u r i n gr e f o r m a t i o nt e c h n i q u eo nt h eb l o c ki sa l l e f f i c i e n c ym e a s u r e w i t he x i s t i n gw e l ls p a c e ，t h ei m p o r t a n tt h i n gi st or e s e a r c hh o w t ou s e o v e r a l lf r a c t u r et od e v e l o pt h el o wp e r m e a b i l i t yo i lf i e l d 、i t l lh i 曲一e f f i c i e n c y t h r o u g hi t ， w em a ye n h a n c et h eo i l w a t e rw e l l sa b i l i t yo fs t i m u l a t i o na n ds t i m u l a t ei n j e c t i o n ，e n h a n c e t h er a t eo f o i lp r o d u c t i o na n de c o n o m i cb e n e f i t s b a s e do nt h ef u r t h e rr e s e a r c h i n go ft h e g e o l o g i c a lc h a r a c t e r i s t i co fr e s e r v o i r , a n d a c c o r d i n gt ot h er e s e r v o i rs e n s i t i v i t ya n dt h ef r a c t u r ed e v e l o p m e n ts t a t u s ，w ea s c e r t a i n f r a c t u r ef l u i ds y s t e ma n dp r o pp a n tt h r o u g hc o r et e s t i n ga n do n t h e s p o tt e s t i n g ，a n ds e tu pa m o d e lo f t h er e s e r v o i rn u m e r i c a lm o d e l i n gw i mf r a c t u r e a n dc a l c u l a t et h ei n f l u e n c eo f t h e i n j e c t i o na n dp r o d u c t i o nw e l l s j o i n tl e n g t ha n dc o n d u c t i v i t yo np r o d u c t i o ni n d e xo nt h e c o n d i t i o no fe x i s t i n gw e l lp a t t e ma n df r a c t u r ea z i m u t h ，a n dd e c i d er a t i o n a l 舶c t i l r e p a r a m e t e r sa n dt h ei m p l e m e n t a t i o no ft h ep l a n st h r o u g hc o m p r e h e n s i v eo p t i m i z a t i o n w e a c h i e v e dg o o dr e s u l t sb yt h i r t yw e l l sf o r m a t i o np a r a m e t e r t e s t i n ga n ds e v e n t y - n i n e s f r a c t u r ew e l l s c o n t r a s tt e s t y o uc a nu s et h i sf o rr e f e r e n c ew h e n t a k i n gd i f f e r e n tf r a c t u r e d e s i g n sa n d 、t e c h n i q u e so no v e r a l lf r a c t u r i n gr e f o r m a t i o ni nd i f f e r e n tb l o c k sa n dd i f f e r e n t t y p e so fw e l l si nl o wp e r m e a b i l i t yo i lf i e l d i tp r o v i d e ds c i e n t i f i cb a s i sf o re f f i c i e n t p r o d u c t i o no f t h el o wp e r m e a b i l i t yo i lf i e l d k e yw o r d s ：l o wp e r m e a b i l i t y , i n t e g r a lf r a c t u r i n g ，n u m e r i c a lm o d e l i n g ，丘卸c t u r e p a r a m e t e r 1 i 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 1 1 研究的目的和意义 第1 章绪论 新站油田位于黑龙江省肇源县新站镇西南，西部和南部被嫩江环绕i l 捌。t 9 9 9 年 提交石油探明地质储量2 3 8 8 1 0 4 t ，含油面积8 5 5 k i n 2 ，其中葡萄花层探明石油地质储 量1 7 2 9 1 0 4 t ，含油面积8 1 2 k m 2 ：黑帝庙油层探明石油地质储量6 5 9 x 1 0 4 t ，含油面积 1 6 o k m z 。采用3 0 0 3 0 0 m 井网，反九点注水。至2 0 0 0 年底，已投产油水井3 4 1 口， 其中油井2 6 6 口，水井7 5 口，日产油6 0 8 t ，综合含水2 3 2 。 葡西油田2 0 0 0 年探明石油地质储量6 5 5 9 x 1 0 4 t ，含油面积2 8 4 4 k i n 2 ，发育黑帝庙、 葡萄花油层，黑帝庙油层埋深1 0 7 0 1 4 0 0 m ，葡萄花油层埋深1 6 4 0 8 7 0 m 。2 0 0 2 年 开辟了3 3 口井的试验区，采用3 0 0 x 3 0 0 m 正方形井网。 新站和葡西油田均属于低渗透油田，实施整体压裂改造可以提高油田的整体开发 效益，但是，由于目前的井网已定，通过现场地应力测试，水力裂缝方位也确定，在 这种条件下，如何实施整体压裂改造，优化合理的裂缝参数是急需解决的问题。为此， 需要研究新站和葡西油田整体压裂改造后水力裂缝参数对油水井生产动态的影响，在 此基础上以产量、采油速度、采收率和经济效益为目标研究合适的裂缝参数，以指导 油田的整体压裂改造。 在深入研究油藏地质特征的基础上，依据储层的敏感性和裂缝发育状况，通过岩 心实验和现场测试确定压裂液体系和支撑剂，建立带裂缝的油藏数值模拟模型，计算 现有井网和裂缝方位条件下，注、采井裂缝长度和导流能力对油藏开采指标的影响， 通过综合优化确定合理的裂缝参数和实施方案。通过1 0 井次的地层参数测试和2 3 口 井的压裂试验，取得了较好的效果。通过现场试验提出了一套适合外围低渗透油田的 压裂技术，为外围低渗透油田不同区块、不同类型井压裂改造采取不同的压裂设计及 技术提供了借鉴依据，从而探索出外围低渗透油田压裂增效的模式，为确保大庆外围 低渗透油田有效开采提供了科学的依据。 第1 章绪论 1 2 国内外发展概况 水力压裂技术经过5 0 多年的发展已成为低渗透油藏整体压裂开发的主要技术 【3 。5 1 。 1 9 6 8 年，d o h o n r e ，b u r t o n l 6 1 等发表了“垂直缝对五点井网扫油效率的影响”。 作者首先建立了均质油藏中两维单相流体稳定流动的势发布的l a p l a c e 方程，然后用 电解模型实验确定了五点井网所有井都压裂时的边界条件。用s o r 法求解方程，得到 了扫油效率与裂缝方位、长度的关系曲线。结果表明：对研究的五点井网，当裂缝与 井排夹角为0 9 时，增加裂缝长度可以提高井组的扫油效率；在相同的裂缝长度下，随 着裂缝方位角的增加，扫油效率降低；当裂缝与井排夹角为4 5 0 时，裂缝最为不利， 在此情况下，当注采井裂缝长度相连时扫油效率最低。因此，对压裂井组来说存在一 个合理的裂缝方位。 1 9 7 8 年，s t e p h e na h o l d i t c h p j 等发表了“低渗透气藏井距与缝长的优化”，这是公 开讨论裂缝缝长和井距优化问题的论文之一。文中分别对低渗、中渗和高渗气藏进行 了计算，较为详细的提供了一套在低渗气藏开发中对缝长和井距进行优化的方法。 1 9 8 5 年，b r i t t 8 1 在“中渗油田油井压裂的优化”一文中用两维三相模型分析了人工 裂缝对五点井网单元水驱采收率的影响。结果表明：裂缝处于不利方位时，其半长超 过异号井距的2 5 将对水驱采收率产生不利影响。考虑采油井、注水井都压裂时，总 缝长超过井距的5 0 就会影响最终采收率。 1 9 8 8 年，d n m e e h a n l 9 等发表了“储层非均质及裂缝方位对裂缝长度和井距优化 的影响”文中研究的是单相气藏。指出若裂缝长度与井距相比很小，裂缝方位将不会影 响井间干扰；并给出了考虑裂缝方位的均匀流裂缝解，证明当井间干扰很大时，均匀 流裂缝模型不适用：用数值模拟方法证实当井距和裂缝长度之比小于2 时，了解裂缝 方位是很重要的；文中还提出了优化裂缝方位和井距的一般方法。 t 9 9 1 年，k n o p l y o v 和z a z o v s k y 1 0 】在“面积注水油藏油井压裂后的水驱动态数值模 拟”一文中系统地研究了多井压裂时裂缝方位、长度、导流能力等对水驱动态的影响。 在研究中考虑了压裂后投产初期油井排液和压裂液侵入带的影响。采用两维两相油藏 数值模型，计算了线状布井注采井网中一口井和多井压裂时，裂缝处于不同方位对油 井生产动态的影响。 1 9 9 5 年，d n m e e h a n i “l 发表的“非均质油藏中缝长和井距的优化”文章中，利用数 值模拟方法研究了非均质性对有限封闭地层中心一口压裂采气井生产动态的影响，指 出井距和水力裂缝的长度是影响低渗透非均质气藏开发的主要因素。得出了油藏的非 均质性、渗透率的各向异性对非均质气藏开发具有重要影响的结论，并进行了定量描 述。 1 9 8 9 年，石油大学研究生何艳静”】进行了“压裂井的生产预测”的研究，用两维单 相数值模拟方法对压裂井在无限大地层和五点井网单井压裂的生产动态进行了研究， 考虑了尾随加砂、裂缝导流能力随时间变化对压裂井产能的影响，得到了压裂井产能 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 预测。 1 9 9 4 年，石油大学( 北京) 研究生杨能宇【l3 l 采用电解模拟实验系统研究了反九点 井网裂缝方位和裂缝长度与扫油效率的关系，结果表明：对反九点井网裂缝与井排的 夹角为4 5 0 时，扫油效率最高；在4 5 0 情况下注采井的裂缝长度都要控制在井距的1 4 以内。另外，该论文还应用两维两相油藏数值模拟方法对反九点井网裂缝长度和导流 能力等参数进行了优化。 1 9 9 7 年，石油大学( 北京) 陈志海【1 4 】的硕士论文“低渗透油田注采水力裂缝参数 优化研究舯中建立了三维两相非均质油藏数值模型和两维两相水力裂缝模型，将裂缝 与地层作为两个系统分别进行计算，利用编制的计算程序研究了五点井网和反九点井 网单元，在不同的压裂方式下，水力裂缝参数对油井产量、水井注水量、无水采收率 和最终采收率等的影响。研究表明： 对五点井网单元中压裂井的水力裂缝参数进行优化的结果表明：五点井网单元， 裂缝处于有利方位时，注水井的缝长适中，采油井应造长缝；裂缝处于不利方位时造 高导流能力的短缝： 对反九点井网单元中压裂井水力裂缝参数优化的结果表明：注水井的裂缝长度、 生产井的裂缝长度和裂缝的导流能力对提高区块的采油速度均有重要影响，且它们之 间相互联系又相互制约；角井和注水井二者任意一个增加缝长都会严重降低角井的无 水采收率，而增加裂缝的导流能力对见水时间影响不大，故角井应造高导流能力的短 缝，边井造长缝较好； 利用整体压裂改造技术开发低渗透油田，对处于不利方位的水力裂缝的缝长应 特别重视，适当控制缝长可以提高采油速度，且不会影响最终采收率；若缝长太长， 特别是低渗透油藏有微裂缝发育，会使油井很快水淹，严重降低油藏的最终采收率： 对非均质油藏研究表明，开发低渗透非均质油藏反九点井网布井时，控制角井 支撑缝长的重要性，说明了角井一旦见水迅速水淹的原因。同时也得出了若非均质特 别严重，即使采用整体压裂改造技术也不能有效提高区块的开发效果。 1 9 9 7 年，石油大学( 北京) 王永跃【l5 】的本科毕业论文“低渗透非均质油藏矩形井 网长宽比的确定及压裂参数优化的研究”，利用建立的三维两相非均质油藏数值模型和 两维两相水力裂缝模型和相应软件，研究了低渗透油藏渗透率非均质对反九点井网和 矩形井网开发效果的影响，探讨了用矩形井网开发低渗透非均质油藏的可行性及其长 宽比的确定方法，并在不同的渗透率非均质程度下对矩形井网注采井的裂缝参数进行 了优化，最后得出了以下结论： ， 对于反九点井网，渗透率非均质造成角井见水过快，中井产量过低，最终采收 率大幅度降低，同等采出程度下所需注入水孔隙体积倍数大幅度增加等情况，对提高 反九点井网的开发效果非常不利； 对于长宽比为2 ：l 的矩形井网，在k x k y 在i 1 0 这个范围内，油井的产量下 降不大，见水时间变长，无水采收率提高，最终采收率变化不大，凰， 5 时的最终 采收率甚至比均质时还高一点。 应用矩形井网开发低渗透非均质油藏是切实可行的。对于任一给定的渗透率非 第1 章绪论 均质程度，都有一最优矩形井网的长宽比存在，其具体数值可根据一系列不同矩形井 网长宽比下的油藏开发指标的数模结果分析确定。 对于长宽比为2 ：1 的矩形井网裂缝参数的优化结果是：当觚= l 时，角井和 注水井裂缝应该压长一点，缝长比为0 2 0 3 ，边井缝长比为o 2 ；当凰，岛= 5 时，角 井应压短缝，缝长比为0 1 ，边井缝长比为o 2 ，注水井缝长比在o 1 o 2 之间；当 局膈v - 5 0 时，角并、边井不压裂为宜，注水井应压短缝或不压裂。 对于任一给定长宽t e 的矩形井网，相应的存在一个其适宜开发的渗透率非均质长 度的范围，在这个范围内，随非均质程度的增加，角井、边井和注水井的最佳缝长比 都呈现由压长缝变为压短缝直至不压裂的趋势。 渗透率非均质程度超出了给定长宽比的矩形井网所适宜开发的范围时，进行整 体压裂改造也不能改善区块的开发效果。因此必须坚持：先优化矩形井网长宽比，再 进行整体压裂裂缝参数优化的步骤。 综上所述，对低渗透油藏整体压裂改造方案设计的研究已比较成熟【l 犯”，现场也 有一些成功的应用实例，从而为本文的研究提供了理论和应用基础。 1 3 本文的研究内容与方法 水力压裂技术经过5 0 多年的发展己成为低渗透油藏整体压裂开发的主要技术。本 文结合新站、葡西油田的地质特征对整体压裂改造技术的发展和使用等进行综述，在 此基础上对压裂液的伤害原理进行分析，优选合理的压裂液体系和支撑剂，最终确定 整体改造方案。 本文在深入研究新、葡西油田油藏地质特征的基础上，依据储层的敏感性和裂缝 发育状况，通过岩心实验和现场测试确定压裂液体系和支撑剂，建立带裂缝的油藏数 值模拟模型，计算现有井网和裂缝方位条件下，注、采井裂缝长度和导流能力对油藏 开采指标的影响，通过综合优化确定合理的裂缝参数和实施方案。通过1 0 井次的地层 参数测试和2 3 口井的压裂对比试验，取得了较好的效果，从而为低渗透油田不同区块、 不同类型井整体压裂改造采取不同的压裂设计及技术提供了借鉴，为确保低渗透油田 有效开采提供了科学的依据。 4 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 第2 章压裂液体系优化 在压裂施工中压裂液对地层和裂缝导流能力造成较大的伤害，影响压裂后的增产 效果 2 4 2 8 1 ，但是它被巨大的压裂增产量所掩盖，随着油层条件的变差其增产量必然较 少，压裂液对裂缝导流能力的伤害影响增产效果越来越明显，越来越引起人们的重视。 新站油田和葡西油田地层具有中等到强水敏特性，且黑帝庙油层原油粘度比较大， 以往的压裂液配方对这些地质特点和流体性质考虑较少，在一定程度上影响了压裂效 果。为此，本实验针对岩石矿物组成、类型、粘土矿物含量、蜡质、胶质等因素，确 定了采油九厂新站、葡西油田油井压裂液合理配方，使之与地层有良好的配伍性1 2 ”0 1 ， 以提高压裂效果。 2 1新站、葡西油田沉积岩物性分析 表2 - 1 粘土矿物定量分析表 t a b 2 - 1 q u a n t i t a t i v ea n a l y s i so f c l a ym i n e r a l 伊蒙混绿蒙混 粘土矿物含量( ) 层比层比 井深岩性 蒙 伊高 绿 伊 绿蒙 伊蒙 绿 井号 脱利 蛉 泥蒙蒙脱利脱泥 m描述 石 石石石混混石石石石 s1kc 层层 s i s c l sc s 古6 3 1 1 4 5 5 砂岩 8 21 531 58 5 古6 2 1 6 7 7 砂岩 5 63 951 58 5 古1 1 71 7 4 l砂岩9 l9 1 5 8 5 古1 5 l 1 7 6 7 砂岩 9 371 58 5 大4 2 1 1 7 2 5 砂岩 7 62 041 58 5 大1 4 5 1 6 l o 砂岩 7 52 052 08 0 大1 3 5 1 7 2 9 砂岩 9 461 58 5 大4 2 2 1 0 8 3 砂岩 1 14 3 4 4 22 08 0 新1 2 4 - 6 9 1 3 9 8 砂岩9 3 4 3 2 57 5 下面是新站、葡西油田的粘土矿物定量分析数据，见表2 - 1 。新站、葡西油田沉 积岩粘土矿物绝对量数据见表2 2 。新站、葡西油田以泥质胶结为主，泥质含量7 第2 章压裂液体系优化 _ 2 0 ，粘土矿物以伊利石为主，含量在5 0 9 0 ，绿泥石、高岭石次之，胶结程度 中等一致密，其孔隙度为1 4 3 2 2 6 3 ，有效渗透率为2 3 - - 9 9 9 x 1 0 - 3 l a r r l 2 ，属于低孔低 渗油层，油层埋藏深度在1 4 0 0 1 8 0 0 m ，平均有效厚度为4 8 m 。 表2 - 2 粘土矿物绝对含量数据表 t a b 2 - 2a b s o l u t ec o n t e n to f c l a ym i n e r a l 井号 井岩性混层粘非粘粒中 深描述 粘土矿物含量 比( )粒 均碎屑 m 蒙伊高绿伊绿 工， c 含质石长 脱利 蛉 泥蒙蒙 s，s 目 石石石石混混 中 中 1 英石 q f s1kc 层层 ss i sc s 比 比 窒童 古6 3 l1 4 5 5砂岩2 3 o 40 11 54 6 o 2 0 8 0 9 古6 2 1 6 7 7 砂岩 2 31 60 21 56 3o 20 91 1 古1 1 7 1 7 4 l 砂岩 5 20 51 58 10 30 91 2 古1 5 11 7 6 7砂岩5 5 o 41 58 1 0 30 81 1 大4 2 1 1 7 2 5 砂岩 3 2o 。80 21 55 80 2o 8o 6 大1 4 51 6 l o砂岩3 10 80 22 06 3o 2o 91 o 大1 3 5 1 7 2 9 砂岩 1 70 11 55 20 21 41 8 大4 2 21 0 8 3砂岩0 6 2 _ 3 2 4 o 12 06 90 30 4 0 9 新1 2 4 - - 6 9 1 3 9 8 砂岩 】50 1o ，】2 56 30 2】03 5 2 2 水敏性统计 6 表2 - 3 水敏实验综合数据表 层 初始损害后 水敏水敏 膨胀性 样号井深渗透率渗透率 系数类型 矿物含 位 1 0 3 9 m 2量( )1 0 3 n 2 古1 1 4 - 2 7 1 7 0 8 5p0 0 1 50 0 0 0 20 9 8 7 强 2 1 5 古1 1 9 1 1 21 2 4 3 4 h0 0 4 80 0 0 2 90 9 3 9 强 o 8 5 古1 1 9 2 3 1 8 6 6 6p0 0 7 8o 0 1 20 8 4 5 强 0 9 6 古5 3 1 21 6 6 1 0 p0 9 0 00 2 0 9 0 7 6 8强 0 4 8 古3 4 2 7 1 7 6 1 0g3 9 91 3 30 6 6 7 中 o 3 2 古3 4 、1 1 61 2 4 1 6 h1 2 95 9 5 0 5 3 9 由 0 2 8 古3 4 1 1 0 1 2 4 l - 6h1 5 o5 5 4o 6 3 l 中 o 2 8 古3 8 。1 51 3 9 0 0h9 6 36 3 00 3 4 6中 o 3 4 古5 3 - 2 32 2 1 2 0 f0 0 0 9 70 0 0 0 5 90 9 3 9 强 古5 6 - 1 - 21 9 8 9 0 fo 1 5 4o 0 】9 9 o 8 7 1强 古5 6 2 - 6 2 0 1 1 0y0 1 8 60 0 0 0 40 9 9 8强 大4 0 3 2 7 1 1 3 9 6s0 1 5 00 0 0 60 9 5 8 强 o 2 7 大4 0 3 1 21 1 2 1 4 h0 5 6 30 0 1 6 0 9 7 2强 0 5 8 大4 0 3 1 51 1 2 1 4 h2 2 60 2 8 3 0 8 7 5强 0 5 8 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 新站、葡西油田水敏数据见表2 3 。从表中可以看出，葡西和新站地区属于中强 水敏地层，压裂液中需加入防膨剂。 2 4 现场测试数据分析 对新站油田未优化的5 口井进行了微地震测试。监测的裂缝方位与新站井排方向 夹角在2 5 0 左右，监测缝长均小于设计值，误差在3 4 5 4 5 6 之间，主要原因在于 新站油田发育微裂缝，造成压裂液滤失，使实际缝长小于设计值，因此，在压裂液配 方上要考虑增加压裂液的粘度，以提高压裂液效率，减少滤失。 表2 _ 4 新站油田微地震测试数据对比表 相差百分比 井号层位设计缝长 监测缝长( m ) 方位 ( ) p i1 1 - 21 8 2 89 9 2n 7 8 2 e- 4 5 6 大7 6 - 9 4 p i5 1 5 21 8 3 41 0 0 6n 7 9 2 e4 5 4 大8 0 - 1 0 0p i5 1 61 5 2 91 0 0 1n 7 8 2 e- 3 4 5 p i 1 i 21 7 6 11 0 2 - 3n 8 0 1 e- 4 1 9 大8 0 斜7 2 p i5 - 6 1 5 4 1 9 9 7n 7 9 9 e3 5 3 大7 2 8 0h i l 51 6 6 81 0 1 2n 7 8 4 e一3 9 3 大7 8 7 6h i l 41 5 4 _ 39 4 1n 7 9 0 e3 9 0 2 5 压裂液配方及性能评价 通过以上实验研究，确定了新站、葡西油田低伤害压裂液配方【3 1 l 。新的压裂液配 方与以往压裂液配方有四点不同：一是基液由胍胶改为改性胍胶；二是基液粘度指标 由 5 0 m p a s 提高到 6 0 m p a s ；三是增加了b c s 8 5 1 防膨剂；四是在压裂黑帝庙层时加 入p b 1 降粘剂。 优选后的压裂液配方如下： 溶胶液：改性胍胶液粘度： 6 0 m p a s ，加入0 0 5 * d x z d 助排剂，o 1 8 n a 2 c 0 3 、 o 0 3 6 n m c 0 3 、o 1 s p 1 6 9 破乳剂、2 0 p b 一1 降粘剂( 压裂黑帝庙层时加在前置液 中) 、i b c s 8 5 l 防膨剂( 加在前置液中) 。 交联液：4 d x j 1 1 0 b ，交联比：2 0 ：1 。 破胶剂：过硫酸钾加量为冻胶液的o 0 3 0 0 4 5 ，根据作业指导书现场加入。 按照上面确定的压裂液配方，测得压裂液的综合性能见表2 - 5 。 优选后的压裂液具有以下特点： ( 1 ) 改性胍胶的压裂液残渣低： 7 第2 章压裂液体系优化 ( 2 ) p b 一1 降粘剂可使原油粘度降低8 0 ； ( 3 ) 助排剂的加入可使破胶水化液的表面张力降低到3 5 m n m 以下，提高压裂 液的返排率； ( 4 ) s p 一1 6 9 破乳剂可防止压裂液与原油乳化。 表2 - 5 压裂液配方综合性能表 溶胶性能冻胶性能( m p a s )残渣破胶液粘破胶液表面 温度 ( m p a 曲 初始3 0 r a i n ( m g ，1 )度( r a p & s )张力( m n m 1 6 0 - 8 0 6 1 22 5 6 31 1 8 55 8 34 4 72 9 5 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 第3 章支撑剂的选择 水力压裂是通过改变近井地带地层中流体的流动方式来增加油井产能，即将汇集 于井筒的径向流变成与井筒相连通的导流裂缝中的线性流。要获得好的增产效果，裂 缝的导流能力必须远远大于地层中的导流能力。要获得高渗透率的裂缝，就必须加入 支撑剂1 3 2 。3 ”。通过测定不同粒径石英砂和陶粒的主要性能指标和支撑裂缝的导流能力， 对不同粒径的支撑剂适用性作出评价，力求提高支撑剂的利用率，并结合不同地区、 不同深度地层的闭合压力，确定出压裂施工使用支撑剂的选用原则，改善支撑剂使用 的针对性，提高施工效果。 3 1支撑剂主要性能测定 根据影响支撑剂性能的主要因素和对支撑剂性能的使用要求，测定了不同粒径支 撑剂的主要性能指标，试验按照s y 5 1 0 8 1 9 9 7 水力压裂用支撑剂的评定方法的要 求进行，各指标数值见表3 - 1 。 表3 - 1支撑荆性能指标要求袁 密度视密度圆球表面光浊度酸溶解度破碎率 种类及粒径 ( g e r a 3 )( g c m 3 )度度滑度( n t u ) ( ) ( ) 石英砂5 2 0 0 4 5 _ 0 9 m m ( 5 6 7 5 k n ) 石英砂 2 4 2 71 5 - 1 9 0 6 0 6 s 1 4 o 9 _ 一1 2 5 n m l 中优 0 8 2 7 3 31 5 - 2 2 丑5 o 9 _ 0 9 r a m 0 0 5 k n ) 3 2 支撑剂导流能力评价 3 2 1 不同铺砂浓度的导流能力测定 使用支撑剂的目的就是要形成一条高导流能力和渗透率的油气运移通道，能否提 第3 章支撑剂的选择 供希望得到的裂缝导流能力和渗透率是决定一种支撑剂能否使用的决定因素。影响支 撑剂导流能力的因素有三个方面：支撑剂本身性质、支撑剂使用浓度，即铺砂浓度和 所承受的闭合压力大小。为此测定了不同支撑剂不同铺砂浓度时在不同闭合压力下的 导流能力和渗透率。 为确定铺砂浓度与导流能力的关系，测定了石英砂5 0 、7 5 、1 0 0 、1 5 o k g ，m 2 四个铺砂浓度，陶粒5 、1 0 k g m 2 两个铺砂浓度下的导流能力及渗透率，测定结果见表 3 2 、表3 3 。 表3 - 2不同铺砂浓度石英砂导流能力表 t a b 3 - 2s i l i c af l o wc o n d u e f i v i t i e so f d i f f e r e n ts a n dc o n c e n t r a t i o n s 粒径 铺砂浓度闭合压力( m p a ) 项目 ( m m )( k g m 2 ) 1 0 2 0 3 04 0 59 6 8 55 9 4 13 2 1 l1 7 2 4 7 51 1 5 9 l8 3 9 55 0 5 02 5 5 3 0 4 5 - 0 9 l o1 2 6 2 29 5 4 05 5 6 62 9 9 0 导流能力 1 51 9 5 3 21 4 9 4 18 2 0 23 4 9 5 ( p m 2 c n52 3 3 6 l1 1 6 8 94 9 9 22 1 0 1 7 52 9 4 1 31 7 6 5 87 6 8 33 2 2 7 0 9 1 2 5 1 03 5 0 1 l2 0 0 5 78 3 9 l3 7 5 4 1 54 9 3 9 83 1 1 1 71 3 6 0 25 9 7 9 52 7 2 5 2】7 2 “9 6 2 85 2 9 9 7 52 3 5 61 7 4 5 31 0 7 7 75 5 0 8 0 4 5 - 0 9 l o1 9 9 2 31 5 3 0 19 0 2 44 9 6 7 渗透率 1 52 0 7 8 91 6 1 1 79 0 4 33 9 - 3 5 x1 0 4 i n n 2 56 4 6 6 73 3 9 2 9t 5 0 0 76 5 2 8 7 55 7 9 7 93 5 8 1 71 6 0 2 47 0 0 8 o 9 1 2 5 1 0 5 2 5 6 93 0 9 9 91 3 4 3 3 6 1 7 3 1 5 5 1 6 7 l3 3 1 7 71 4 8 2 46 6 8 5 从表3 2 可以看出，随铺砂浓度的增大，裂缝导流能力提高，但二者不成线性关 系，且与闭合压力大小有关，铺砂浓度由5 k g m 2 提高到7 5 k g m 2 ，铺砂浓度提高5 0 ， 闭合压力1 0 m p a 和2 0 m p a 下，导流能力分别只提高了1 9 7 和2 4 5 ，而3 0 m p a 和 4 0 m p a 下，分别提高了5 9 和4 8 ；铺砂浓度为1 0 k g m 2 与5 k g m 2 相比，导流能力在 1 0 m p a 下提高3 0 ，2 0 m p a 下提高6 0 ，而3 0 m p a 和4 0 m p a 下提高7 3 。铺砂浓 度为1 0 k g m 2 与7 5 k g m 2 相比，导流能力值提高幅度不大，铺砂浓度提高到1 5 k g m 2 ， 铺砂浓度提高2 倍，导流能力提高1 0 0 1 5 0 。铺砂浓度增大后，裂缝的渗透率在i o m p a 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 下略有下降，其它闭合压力下变化不大，基本稳定。 表3 - 3 不同铺砂浓度陶粒导流能力表 t a b 3 3c e r a m s i t ef l o wc o n d u c t i v i t i e so f d i f f e r e n ts a n dc o n c e n t r a t i o n s 粒径 铺砂 闭合压力( m p a ) 项目 浓度 ( r a m ) ( k g m 2 ) l o 2 0 3 04 05 06 0 52 1 3 61 7 0 91 2 6 68 3 24 9 22 9 4 导流 o 4 5 0 9 1 03 0 0 72 3 8 41 9 8 91 5 1 51 0 5 96 7 1 能力 53 1 9 52 3 6 91 5 0 99 6 25 7 o3 4 9 p m t i n o 9 - 1 2 5 1 04 7 6 83 6 4 62 7 3 71 8 3 61 1 9 17 1 1 55 7 0 24 6 1 43 5 1 02 3 5 31 4 1 68 6 8 o 4 5 - o 9 渗透率 l o4 5 3 13 6 2 23 0 6 22 3 5 31 6 6 81 0 7 1 l o 3 t u n 2 58 4 3 46 4 3 64 2 4 42 7 8 01 6 9 81 0 5 7 0 9 一1 2 5 1 07 0 3 85 4 2 64 0 9 62 8 1 81 8 5 61 1 2 4 由表3 3 可以看出，随铺砂浓度增大，导流能力提高，在不同闭合压力下的提高 幅度不同，闭合压力越高，提高幅度越大，i o m p a 下提高4 0 ，而6 0 m p a 下提高1 2 8 。 渗透率在小于4 0 m p a 时略有下降，而在高于4 0 m p a 时略有上升，但变化值都不大， 总体来说比较稳定。由以上对比可以看出，增大支撑剂的铺砂浓度可有效的提高裂缝 的导流能力，综合考虑性能和成本，石英砂可控制在l o k g m 2 ，而陶粒铺砂浓度在5 l o k g m 2 之间即可，这可通过施工中控制施工加砂量和砂比来实现。 3 2 2 不同闭合压力下导流能力对比 图3 - 13 0 m p a 下不同支撑剂导流能力 f i g 3 - 1 f l o wc o n d u c t i v i t i e so f d i f f e r e n tp r o p p a n t su n d e rp r e s s u r e3 0 【p a 第3 章支撑剂的选择 不同闭合压力下不同支撑剂的导流能力测定结果对比见图3 1 和图3 2 。 04 5 09 砂09 一l2 5 砂0 4 5 - 0 9 陶09 1 25 陶 支掉耙种类盈粒径 图3 - 24 0 m p a 下不同支撑剂导流能力 f i g 3 - 2 f l o wc o n d u c t i v i t i e so f d i f f e r e n tp r o p p a n t su n d e rp r e s s u r e4 0 m p a 由以上对比可以看出，闭合压力在3 0 m p a 以下时，石英砂、陶粒均可满足要求， 而闭合压力达到4 0 m p a 以上，只能采用陶粒作支撑剂，以此为依据，结合大庆油田不 同深度地层的闭合压力，确定对于不同深度地层篪工可选用的支撑剂。 3 3 支撑剂的选用原则确定 压裂施工中采用何种支撑剂，旋工目的层的闭合压力和支撑剂的导流能力是决定 因素，即看在地层闭合压力条件下，支撑剂能否提供要求的导流能力。通过数值模拟 计算，认为裂缝的导流能力在1 5 2 0 a m 2 c m 为宜，过低不能达到改造目的，过高则 会较大的增加成本，且对控水不利。一般认为，地层条件下裂缝的导流能力只能达到 室内测定值的1 3 左右，所以地面条件下测定的导流能力必须达到4 5 1 m a 2 c m ，地下 条件下才能达到l5 1 u n 。c m 。 3 3 1 支撑剂选用原则 综合以上不同闭合压力下不同支撑剂导流能力对比及大庆油田不同埋深地层闭合 压力分析结果，确定压裂施工的支撑剂选用原则如下： ( 1 ) 对于深度小于1 6 0 0 m ，闭合压力小于2 8 m p a 的地层，施工可采用石英砂作 支撑剂，其中1 2 0 0 m 以下，闭合压力在2 4 m p a 以下地层，可采用0 4 5 o 9 r a m 、o 9 - - 1 2 5 r a m 的石英砂；深度在1 2 0 0 1 6 0 0 m ，闭合压力在2 0 2 7 m p a 地层，采用0 4 5 o 9 m m 石英砂。 ( 2 ) 地层深度1 6 0 0 - - 1 9 0 0 m ，闭合压力2 7 3 3 m p a ，可选o 9 1 2 5 m m 陶粒， 也可采用o 4 5 o 9 m m 的石英砂，但铺砂浓度应达到7 5 k g m 2 以上。 ( 3 ) 地层深度1 9 0 0 2 4 0 0 m ，闭合压力3 3 4 0 m p a 应全部使用陶粒施工，0 4 5 0 9 m m 、0 9 1 2 5 m m 粒径的陶粒均可使用。 1 2 口s3r盘鹾巾 大庆石油学院工程硕士专业学位论文 陶粒。 ( 4 ) 地层深度在2 4 0 0 m 以上，闭合压力大于4 0 m p a ，应全部使用o 4 5 o 9 m m 3 3 2 支撑剂的确定 为了确定适合新站、葡西油田的支撑剂，进行了闭合压力测试。共测试了7 口井 8 个层，见表3 4 。从表中可以看出，新站、葡西油田葡萄花层闭合压力在2 2 4 2 6 5 m p a 之间，黑帝庙层闭合压力在1 5 9 1 8 5 m p a 之间。葡西油田葡萄花层闭合压力在2 4 6 2 8 5 m p a 之间。参照不同粒径石英砂导流能力，新站油田和葡西油田葡萄花层和黑帝 庙层支撑剂均选用0 4 5 0 9 m m 石英砂，铺砂浓度5 0 k g m 2 。 表3 - 4 新站、葡西油田闭合压力表 序号井号层位深度( m )闭合压力( m p a ) l 大4 6 - 9 8p i71 7 2 8 2 1 7 4 4 92 6 5 2大7 4 6 8p i6 71 5 7 3 4 1 5 8 1 62 2 4 3 大7 6 - 9 4 pi1 1 21 6 2 7 5 1 6 3 1 72 6 3 4 大7 8 - 7 6p i4 1 5 21 5 5 4 4 1 5 6 3 o2 4 6 5大7 2 培oh i l 51 0 7 1 6 1 0 7 4 41 8 5 6 大7 8 - 7 6 h i l 41 0 3 9 2 1 0 4 5 51 5 9 7 古1 1 7 - 1 3 0 pi21 6 7 4 o 1 6 7 6 02 4 6 8古8 2 1p 5 52 0 1 4 2 2 0 1 1 42 8 5 第4 章整体压裂方案忧纯设计 第4 章整体压裂方案优化设计 嚣块整体嚣裂改造技零是低渗透溜匿菇效开发的有效手段，遗过整体隧裂霹以掇 惠涟水势的增产增注挠力和区块瓣栗淮速瘦期缀济效益p 。j 。新站、饕霹油踺麟于 毪 渗透油田，实施燕俸疆裂改潦会提碟涟圈的凝体开发效益，秘是，盎于厨翦豹井丽已 定，遁道理场地应力测试，求力裂缝方位也确定，在这种条件下，如何实施整体压裂 改造，优化合理的裂缝参数照急需解决的问题。为芤，籍要研究黯体疆裂敬造舞水力 裂缝参数时油水弗生产动态瓣影嫡，在诧骜础上阻产量、袋淮速度、采收率藕经济效 益为居标研究会适躯裂缝参数，以摆导油醴鲍赘髂压裂改造。 授撂一t 述分柝，通过建立带裂缝的油藏数值模拟模型，计算现有井嘲秽裂缝方位 条件下，注、采并裂缝长度和导流能力对油藏开采指标的影响，通过综合优化确定合 理的裂缝参数。 4 。l 整体压裂方案优佬设计麴数攀摸型 新站、菊疆演羽描予低渗透遮层，试油缍暴表爨只存通过水力压裂屠才熊获得z 泣钝开采, i 介s i l i ，僮是，水力压裂厨由于裂缝的存在势必会导致地菇豹j # 均壤性增加， 如暴裂缝参数选择不含适将会导致油井过早永淹，降低搿采效益，因此有必要歼震裂 缝几何参数对整体压裂开采动态的影响1 3 ”j 。穰据新站浊爵喱杏的