大庆低渗透油田清水压裂增注机理及现场应用.doc

大庆低渗透油田清水压裂增注机理及现场应用祁海涛1 刘永建1 王守坤1（1. 大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江，大庆 163453）摘要：清水压裂工艺的主要特点是清水压裂液配方简单，施工简单。国内外许多油气田采用清水压裂技术处理油气层，不仅克服了常规水基压裂液对地层污染、滤饼对水力裂缝的伤害及破胶液返排问题等缺点，而且具有成本低的优势，现场应用也取得了显著的效果。研究了清水压裂的增产机理、影响因素、工艺技术特点、以及在大庆外围低渗透油田中现场应用情况，列举了大庆某低渗透油田2口清水压裂注入井作为应用佐证。关键词：低渗透；清水；机理；应用1、清水压裂造缝机理水力压裂时，当压裂液进入节理，节理会发生变形。开始时，节理内的压力升高，但是压力值不足以使节理面实际上张开。有效闭合压力，就是总的地层应力与压裂液作用在节理面法向上的力的差值，随着压裂液作用在节理面法向上的力增加而减小，节理张开。如果压裂液继续进入节理，压裂液作用在节理面上的压力增加，当升高到有效闭合应力不能够提供足够的阻力来抵抗作用在平行的节理面的剪应力时，节理以剪切方式滑移，滑移的位移足够，相对的两个节理面一个会跨在另一个上面。因此，即使压力突然下降，节理缝闭合，渗透率仍不可逆转的增大了。图1 岩石节理面受力分析minmax图1是两水平主应力存在差值，两节理缝壁面水平方向的受力情况，实际上地应力分布最大最小主应力差值可能为零，但是，当裂缝周边的岩石在压力超过“门槛”压力后，即发生“滑移”破坏，两个裂缝粗糙面的滑动，使垂直于缝面的缝隙膨胀。停泵后，张开了的粗糙面使它们不能再滑回到原来的位置，从而剪切产生的裂缝渗透率得到保持1。另外，清水压裂液不具有造壁性，压裂时易深入地层基质内形成大量剪切缝，最终构成缝网体系，其中每条缝的导流能力虽然很低，却恰好与低渗透油层产能相匹配；立体的缝网体系大大增加了与基质的有效沟通，提高了它的泄流面积，达到了增产目的2。与其他压裂工艺技术相比，油水井实施清水压裂作业后，工作液返排率高、残渣少，减少了工作液残渣对储层造成的二次伤害，能进一步提高措施效果；对于低渗透垂直裂缝而言，压裂过程中，由于脱落的岩石碎屑(特别是在页岩地层中)沉降于裂缝中， 它们可能形成“自撑”式支撑，能保持裂缝张开。2、清水压裂增产影响因素清水压裂增产影响因素主要包括以下5个方面：1) 渗透率：最关键因素，渗透率越小，所需的裂缝导流能力越小，清水压裂的增产效果相对越好。2) 岩石硬度：其衡量参数杨氏模量越大、硬度越高、残余缝维持越好。3) 闭合应力：值越小，清水裂缝导流能力越高。4) 岩石的粗糙度：岩石越粗糙，残余裂缝支撑越好。5) 地层微裂缝发育情况：微裂缝发育，增加有效裂缝3、清水压裂的技术特点3.1 清水压裂液配方清水压裂液体系对储层伤害主要有两方面内容3：一是清水压裂液对储层的水敏性伤害，即清水进入储层后引起储层的粘土成分的膨胀和粘土颗粒的运移，使储层渗透率降低的伤害；另一方面是清水压裂液对储层的盐敏性伤害，是由于清水压裂液与地层流体矿化度差异较大，造成储层中的粘土的膨胀和分散。这些都将导致储层孔隙和喉道的缩小及堵塞，引起渗透率的下降。对于水敏伤害，我们采用添加高效粘土防膨剂的方式解决，对于盐敏性伤害，通过在压裂液中添加盐来解决。另外，考虑大排量施工时的高摩阻，添加降阻剂。清水压裂所用压裂液的配方一般为：KCl+降阻剂+粘土防膨剂+助排剂该压裂液配方体系与储层适应性强，具有配方简单，添加剂种类少，成本低等特点，很容易进行质量控制。该体系适应于现场的“边配边注”施工工艺，不但减小了劳动强度，同时减少了添加剂的浪费，节约了成本。3.2 清水压裂工艺特点清水压裂是指用清水作为压裂液进行压裂的工艺。它具有以下优点：清水压裂配方简单，通过在压裂液中加入一定的添加剂与地层相配伍，对储层基本无伤害，能对一定质量的物体实施悬移，可进行低砂比携砂，延长压裂有效期，提高增油效果。清水压裂施工简单,主要是利用大排量提高裂缝内净压力，形成剪切裂缝，凹凸不平的裂缝面错位支撑，闭和后仍能保留较高的渗流能力。不添加支撑剂的清水压裂可以用来处理复杂地层，而不会发生砂堵问题，可以避免由于裂缝弯曲、微裂缝发育、目的层上下无遮挡等复杂地层压裂砂堵卡管柱。对于渗透率较高（10md）、大射开井段、微裂缝特别发育的井，如只用清水做前置液，施工泵压力会很快上升至管柱承压极限，对于此类井，采取混合清水压裂工艺：先用少量胍胶基液（10m3）压开地层，利用其造壁及低摩阻特性，减少近井筒缝网发育，降低近井压力损失，增加井筒远端的缝网发育。由于胍胶基液量少、未成胶及大量清水的冲释返排，对地层基本无伤害。微地震研究表明:清水压裂能形成长裂缝，但是支撑裂缝的有效长度将随着支撑剂的浓度和铺置的有效性发生很大的变化。由于清水压裂施工中，清水压裂液携砂能力差，一方面支撑剂在裂缝中的快速沉降，使支撑剂的输送距离有限，有效缝长很短；另一方面支撑剂的沉降也影响支撑剂在裂缝中的均匀铺置，难以提高裂缝导流能力，还最容易产生砂堵。鉴于清水压裂的这一问题，采取注入完前置液后，注入砂浓度为120kg/m3的支撑剂的携砂液，加砂浓度逐渐升高到最高370kg/m3。在清水压裂过程中，一般而言，所用支撑剂比冻胶压裂液所需的支撑剂用量少一半，但低粘度清水输送支撑剂的能力较低，导致支撑剂颗粒快速沉降，不能将支撑剂输送到远井地带，从而严重地限制了有效裂缝长度。为了增加裂缝的长度，总的压裂液用量增加，应用清水压裂施工，达到了同样的增产效果，成本却较常规压裂施工低20%40%。4、现场应用情况4.1 基本井况该技术应用的某区块储层物性差，属于低孔隙度、低渗透率、低含油饱和度、低压的岩性油藏。施工井是某构造上一口开发气井，施工层位葡I层，储层岩性为长石石英砂岩，完井方式为射孔完井，射孔井段为11501250m。储层有效孔隙度21.224.3%，有效渗透率4610-3m2。4.2 清水压裂工艺现场实施4.2.1 清水压裂在注入井老井现场应用该区块注入井采用反九点注采井网进行开采，并采用小排量注水补充地层能量，平均单井注水18 m3d-1。在注水开发过程中，地层结垢严重，部分注水井注水压力不断增加，注水难度加大，以往压裂后有效期在34个月。 2007年5月以来相继在4口长期注水不正常的注入井老井压裂中开展了清水压裂增注试验，措施成功率100%，最长有效期达25个月，平均有效期在12个月以上。 以Q注水井措施前后的注水情况为例，措施前该井注水压力逐渐上升但注水量却下降厉害，2007年5月对该井葡萄花油层进行压裂改造，在清水压裂施工过程中，泵入胍胶基液、2%KCl前置液与2%KCl溶液的携砂液，加砂浓度为120260kg/m3，最高为252kg/m3。施工排量为2.04.0m3/min，施工共加入石英砂6.0m3，树脂陶粒6 m3。 清水压裂施工后，注水效果得到明显改善。注水压力由15.0 MPa下降到10.2 MPa左右(见图2)，平均注水量由2 m3d-1增加到35 m3d-1(见图3)，截至2009年10月该井累积增加注水量4221m3。图2 Q井压裂前后注入压力变化情况图3 Q井压裂前后日注水量变化情况 图4 Q井压裂施工曲线4.2.2 清水压裂在注入井新井现场应用针对某区块的油藏特性，采用了清水携砂的压裂工艺对该区块的13口注入井新井的扶余、两个层位进行了压裂施工。通过清水压裂液和改性胍胶压裂液施工效果对比，可以得出：压裂液残渣的污染对于注水影响很大，今后对于该油田注水井，可以使用该工艺进行压裂改造，解决改油田注水井压裂有效期短的问题。以P井注水情况为例，2008年11月对该井F7、F两个层位进行压裂改造，在清水压裂施工过程中，加砂浓度为120210kg/m3，最高为210kg/m3。施工排量为2.54.0m3/min，施工共加入石英砂5.0m3，树脂砂4 m3。 清水压裂施工后初期，注水压力11.2 MPa左右，注水量80 m3d-1左右（图5），截至2009年9月该井累积增加注水量6688m3。图5 P井措施后生产动态5、认识与结论(1) 清水压裂技术适合于低渗透率储层改造，为解除近井地带污染、降低注水压力、提高注水量提供了一个新的途径。(2) 清水压裂通过压裂使裂缝发生剪切位移，结合粗糙的裂缝面和脱落的岩屑相互支撑，使近井地带的渗透率得到改善，具有伤害低、作业成本低等优点，是一种经济实用、现场操作简便的注水井增注。(3) 清水压裂液体效率较低，施工中一般通过排量的提高来补偿液体的滤失；与常规水基压裂液相比，用液量更多。(4) 实施清水压裂措施后，提高了单井注水量，延长了注水有效期，现场应用证明了该工艺在油气井是一种经济有效的增产措