低渗透油田增产技术简介模板.ppt

低渗透油田增产改造技术,长庆油田油气藏普遍呈现低孔、低压、低渗特点，压裂、酸化改造是油气井完井投产的主要方式。近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具“三低”特点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。立足长庆低渗储层条件，研究开发多项针对低渗储层的增产改造工艺及配套技术，取得良好的增产效果。,一、缝内转向压裂工艺技术二、稠化水酸性清洁压裂液技术三、油井堵水工艺技术四、其它压裂酸化增产增注技术（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术,一、缝内转向压裂工艺技术,（一）油田老井缝内转向压裂工艺技术,技术背景,（1）水驱开发，井网间地层压力、剩余油分布不均；（2）存在死油区。,技术原理,借助于缝内转向剂的加入和施工参数控制，在主裂缝内产生升压效应，摆脱地应力对裂缝方向控制，实现裂缝转向，压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，形成不同方位的支裂缝。,缝内转向压裂工艺技术,缝内转向压裂技术作为长庆低渗透油田老井提高单井产量主要推广应用技术之一，近年来推广应用500多口井。在长庆安塞、陇东、姬塬等油田老井共应用407口井，已累计增油22万吨，平均单井增油538.8t，有效天数394天，措施有效率94.0%。部分井已取得了有效天数和累计增油”双过千”的佳绩。,长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果,缝内转向压裂应用效果,缝内转向压裂工艺技术,2009年重复压裂：11口，日增油1.0t，累计增油1525t。,缝内转向压裂工艺技术,（二）油田新井缝内转向压裂技术,近几年来，长庆油田每年总有5100mPa.s，粘度不变化；破胶性：无需添加破胶剂，遇原油和地层水即可破胶，破胶后无残渣，破胶液粘度89%。,稠化水酸性清洁压裂液技术,低温稠化剂,技术原理及液体性能,2009年上半年，经过室内研发，初步开发出了中高温酸性清洁压裂液体系，并对该压裂液体系进行了评价，结果表明满足中温（60-120以内）油气井储层加砂压裂改造要求。,中高温稠化剂,技术原理及液体性能,技术特点,现场连续混配，施工组织快捷；液体不腐败，易于储存和操作；压裂后，现场残液少，环保；液体携砂性能优良，可加酸，粘度易于调整，有助于结合压裂工艺进行储层的针对性改造；压裂液无残渣，不会出现因残渣堵塞而降低储层和人工裂缝渗透性，施工后可以不抽汲，减少试油工序。稠化水压裂液体系主要材料为表面活性剂，若产品出现质量问题就不能实现加砂施工，便于现场实时质量监督、控制。,稠化水酸性清洁压裂液技术,稠化水酸性清洁压裂液具有无需现场配液，压后不用抽汲的技术优势，能够节省大量的时间，缩短试油周期，这对如何提高单井或井组试油作业效率提供了一个新思路。,快速投产,稠化水酸性清洁压裂液技术,施工工序比较,稠化水酸性清洁压裂液技术,作业周期比较,采用稠化水酸性清洁压裂液进行施工，与常规措施相比整体可节约试油压裂时间3-4天/井。,稠化水酸性清洁压裂液技术,1、稠化水+缝内转向压裂工艺2、稠化水压裂增注技术3、稠化水+控缝高压裂工艺4、稠化水+缓速酸深度暂堵酸化技术,配套形成多项复合工艺,稠化水酸性清洁压裂液技术,在长庆油田中深井现场试验近30口井，井深20002800m，井温70-80。施工过程中，施工砂量560m3，排量0.82.5m3/min，施工压力平稳，显示了良好的携砂性能。,稠化水酸性清洁压裂液技术,2006-2009年现场应用井次已达184口，分别分布于安塞油田、靖安油田、西峰油田和姬塬油田，试验井都取得较好的改造效果。现场成功应用了变粘度多级充填压裂工艺、稠化水+控缝高压裂工艺和稠化水+缝内阻垢压裂工艺，取得了一定的改造效果，新思路的提出与应用为低渗透油藏加快改造提供了有益的尝试。综合评价，措施井改造有效率大于90，现场施工成功率大于96%，改造储层深度800m-2800m，储层温度最高80，单井最高加砂超过60m3，最高砂比大于55%。,稠化水酸性清洁压裂液技术,三、油井堵水工艺技术,裂缝性出水井,选择性堵水+压裂(酸化)技术,裂缝性出水井封堵,低排量泵注DQ凝胶堵剂，使该堵剂能进入裂缝端部地层基质孔隙进行封堵；交替泵注LDN胶体和LDS高强固化剂（粘度交替变化），封堵裂缝端部部分水串裂缝通道；根据实际情况确定顶替量，结束施工。压裂（酸化）增产改造。,三叠系特低渗储层油井水淹现象严重。低渗透储层微裂缝发育，且具有明显的方向性，容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进，而使油井水淹。因此，油井堵水工艺技术是治理低渗透油田裂缝性见水的有效方法。,1、技术背景,2、技术思路与方法,油水井堵水技术,图裂缝性堵水模拟图,油井堵水工艺技术,研发6种不同功能可控堵剂近井地带裂缝屏蔽与保护三级交替注入堵水工艺堵水井措施后仍有产油量。,技术特点,保留近井地带裂缝采油；封堵人工裂缝端部地层和部分人工裂缝通道。,技术目的,堵水工艺技术分别在采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂老井和新井进行了试验,完成18口井施工。,堵水措施后，见效方式有两种：一是液量、含水降后增油；二是液量、液面降，含水不变。,油井堵水技术主要针对裂缝性见水特征明显的井具有较好的适应性。,3、技术应用效果,（1）老井应用效果,2008年采油二厂油井堵水效果统计表,2008年，油井裂缝性堵水在某油田应用8口井，已累计增油1038t。封堵成功率达到了100%，增油率达到了87.5%。,2009年，采油二厂共计实施油井堵水11口，有效井8口，与堵水前相比：日产液49.6m3，日产油5.7t，累计增油697t。从降液效果分析：5口降液效果明显，日产液53.7m3/d，平均单井日产液10.7m3/d。从增油效果分析：5口见到明显增油效果，日增油5.55t/d，平均单井日增油1.11t/d。,2009年采油二厂油井堵水效果统计表,表采油三厂新井堵水抽汲效果统计表,表采油三厂新井堵水投产井效果统计表,四、其它压裂酸化增产增注技术,（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术,复合酸化解堵降压增注技术,稠化水压裂增注技术,采用酸基清洁压裂液，在实现压裂增注和降低储层伤害的同时，酸液可部分解除地层堵塞物，达到压裂、酸化增注双重目的。,交替泵注溶垢剂和多分子缓速酸，中间间隔以有机沉积膜，实现溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储层孔隙表面形成一层超低分子膜，减少水驱阻力，降低注水压力。,（一）注水井降压增注技术,随着油田开发的深入，注水井结垢堵塞现象严重，导致注水量减少，注水压力升高，严重影响油井产量和生产安全。,1、技术背景,2、技术思路与方法,其它压裂酸化增产增注技术,复合酸化解堵降压增注技术,交替泵注溶垢剂和多分子缓速酸，中间间隔以有机沉积膜，实现溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储层孔隙表面形成一层超低分子膜，减少水驱阻力，降低注水压力。,2008年注水井增注效果统计表,2008年在注水井增注采用裂缝深度酸化和稠化水压裂两种技术，从增注效果来看，稠化水2口井增注效果较好。2009年稠化水压裂增注10口井，有效率100%，平均日增注11.8m3。,3、应用效果,其它压裂酸化增产增注技术,1、技术原理,（1）底水油藏常规井控缝高压裂工艺技术,“三低一小”压裂模式稠化水酸性清洁压裂液（低粘、高酸浓度）,压裂、酸化,非溶解性下沉剂,形成人工阻挡层形成渗透性较差的阻隔层带,控制缝高阻碍底水上窜,（2）底水油藏高含水井堵水-改造技术（正在攻关）,选择性堵水剂,封堵人工裂缝封堵高渗带,缝内转向压裂酸化,造新缝,（二）底水油藏提高单井产量技术,其它压裂酸化增产增注技术,2006年，在姬塬油田长2油藏应用8口井，到2006年12月，累计增油6500吨，单井日增油6.66t/d，比同期5口常规重复压裂井增产幅度提高70%以上。2007年应用8口井，截至当年年底，日增油2t/d以上。,2006年姬源油田长2油层两种重复压裂工艺效果对比表,2、控制缝高压裂技术应用效果,其它压裂酸化增产增注技术,实例：盐67-35井长2层,该井长2层初次压裂加砂5m3，试油：油45.4m3/d，水1.2m3/d。2008年产液0.5m3/d，结垢严重。采用低粘酸压裂液小型压裂，重复压裂后日增油8t/d以上，累计增产1000t，有效地解决了垢物堵塞对油井产量的影响。,盐67-35井长2层测井图,盐67-35井长2层重复压裂施工曲线,其它压裂酸化增产增注技术,增稠剂为有机合成材料，清洁无残渣，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护了油气层；温度90下具有良好的携砂能力；压裂液体系携带3-10%HCl,实现了酸化和压裂真正意义上的联作。,技术特点,（三）酸性压裂液技术,酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（3-10%）盐酸采用酸性增稠剂和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。,其它压裂酸化增产增注技术,试验岩心10块，平均伤害率1.3%，部分岩心得到了改善。,岩心伤害评价试验,其它压裂酸化增产增注技术,2008年-2009年，共计进行了20口井的现场试验，主要层位为长2、延9层，其中采油四厂施工19口井，截止当年年底，累计增油4344.62t；采油三厂柳30-50井措施后，有效天数559天，截止09年底累计增油721t,继续有效。,现场应用效果,（五）酸性压裂液技术,2009年采油四厂酸性压裂液措施效果表,柳30-50井措施效果表