文南油田历年压裂工艺技术及效果回顾

1、一、文南油田历年压裂工艺技术及效果回顾文南油田早期的压裂工作，由于受压裂设备、压裂液、压裂工艺技术条件的限制，压裂方式比较简单，一般采用油套合注的压裂方式，压裂规模比较小，一般加砂强度小于1m3/m，随着油田开发的不断深入，地层能量下降，油井含水上升，油水关系复杂，开发难度越来越大，压裂工作的难度也越来越大，随着压裂工艺技术的不断成熟和完善，压裂液性能越来越稳定，压裂工艺技术也能满足不同类型油井压裂的需要。统计我厂1990-2001年油井压裂情况，可以发现，95年至97年三年期间，油井水力压裂开展得比较少，增油效果不尽人意。98至99年主要是补孔后压裂，以及在文88块复杂高压低渗透区块整体压裂

2、改造，并与廊坊分院合作，开展大高砂比大规模压裂施工，效果明显，压裂井次和增油量也显著提高，而在其他区块压裂井次和认识较少，导致2000年施工井次和增油量大幅度滑坡。2001-2001年压裂效果大幅度提高，超过98、99年压裂水平， 1990-2002年压裂效果对比 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t1990211047.60.52315231991191157.90.7757051992211257.12.050517091993422559.52.025381019941212100.01.3373111419956466.70.43571089199

3、66583.30.1518304199788100.00.45125641998242291.72.26151.78587441999232295.72.00961.40116092000111090.90.40270.27562762001433888.44.86721-10月份，全厂共实施压裂54井次，其中老井压裂39井次，有效34井次，有效率87.2%，累积增油16780t，平均单井累增油430.2t；新井压裂15井次，有效13井次，有效率86.7%，累积增油9931t，平均单井累增油662t，取得了较好的压裂效果。二、近几年压裂工艺技术进步 由于文南油田是一个

4、典型的深层、高压、低渗透、复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般在2210-3800m之间，平均埋藏深度 3100m；油层平均压力高，原始地层压力32-65.4Mpa，大部分油井破裂压力在50-70Mpa之间，油藏初期产量高，地层压力下降比较快，弹性产率低；渗透率低，空气渗透率4.3-208×103um2，平均空气渗透率为：25×103um2，注水井启动压力高，注水困难，储层连通程度差；断层比较发育，小断层较多，油井连通率差，断块较小，注水开发比较困难。这些地质特征决定了文南油田有相当比例的油井，无法注水开发，只能依靠弹性能量开采，因此压裂改造在油田生产中占有重要的作用，是一相有

5、效的进攻性措施，在措施产量中占有比较大的比重。早期的压裂工作，由于受到设备、压裂液、工艺技术的限制，压裂方式比较简单，大部分采用油套混注方式，压裂加砂强度比较小，一般小于1m3/m，压裂规模比较小，一般单井加砂量小于20m3，随着油田开发的深入，地层能量下降，井况和油水关系复杂，这些客观条件对压裂工艺技术提出了更高的要求。近三年来，针对文南油田深层、高压、低渗的地质特点，我们把工作重点放在了搞清压裂油井区域构造、储层物性、油水井对应关系、生产历史、井况等资料的基础上，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要的压裂液总量；根据储层及流体特征，优选合适的压裂液和支撑剂

6、；优化出施工中恰当的泵注参数，优选加砂浓度和加砂程序；优化支撑剂的泵注程序，解出最大支撑缝长，得出最优化的裂缝支撑形态；然后对不同缝长的设计方案进行计算，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，即为最优化的设计方案。然后在施工中优选适合文南油田的压裂液体系，采用分段破胶、快速返排工艺，减少对地层的伤害；强化施工监督力度，确保施工严格按设计执行；加强压后管理，保证最佳的压裂效果。1、压裂方式的选择每种压裂方式都有自身的优缺点，对于一口压裂井来说，根据井的具体情况选择合适的压裂方式是一项重要的工作，只有选择恰当的压裂方式，才能发挥出井的最大潜能，达到最佳的压裂效果。一般对于新投产的

7、油井来说，由于井况比较好，射孔井段比较单一，一般采取油套合注的压裂方式，这样可以达到较大的泵注排量，减小地面泵注压力；对于老井压裂，如果压裂目的层上部或下部有层分布，一般采取下部填砂保护，上部采取卡封分层保护上部油层；对于油井套管有问题的井一般采用卡封保护套管的压裂方式；对于压裂目的层断跨度比较大的油层，如果油层物性差异较大，一般采取投球分层压裂方式，达到不卡封分层的目的，投球方式一般有：投一压二、投一压一、投二压二等方式，具体采用哪种方式要根据油井的具体情况来决定。比较目前常用的几种压裂方式，每种方式都有自身的优缺点。油套合注压裂方式可以提高泵入排量，减少沿程摩阻损失，可以加大压裂规模，减少

8、砂堵事故，但如果压裂目的层上部有油层存在就不能用这种方式，同时由于压裂时油管内流体和油套环空内流体的流速存在差别，导致压裂泵注支撑剂的最后阶段的高砂比难以保证。卡封分层压裂能达到保护上部油层和保护套管的作用，但同时，由于油管注入摩阻较大，导致井口注入压力升高，对泵注设备提出更高的要求。对于压裂层段内不同小层段物性差异较大的油井，投球压裂能达到分层压裂的目的，对于物性差异不太大的油井，一般很难达到分层改造的目的。综上所述，采取什么样的压裂方式，要根据油井具体情况来决定，压裂方式本身并没有优劣之分，仔细分析压裂油井的有关资料，选择出最适合压裂方式才是最重要的，才能最大的发挥压裂井的潜能，达到最大的

9、压裂效果。2适合于文南油田高温高压低渗油藏的压裂液体系 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、滤失性和对油气层的伤害性。要求压裂液耐温、抗剪切，携砂能力强，易破胶化水。选用GRA压裂液，选择羟丙基胍胶作为稠化剂，试验表明，稠化剂胍胶具有低摩阻特征；合理控制压裂液粘度，在温度133、170S-1剪切速率条件下剪切60min，压裂液粘度控制在103mPa.s左右。 增稠剂水不容物的高低，严重影响压裂液对地层的伤害，广泛应用的一级胍胶、特技胍胶、特优级胍胶进行性能评价，特有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，建议选用一级

10、胍胶，对特殊地层选用特优级胍胶。交联剂优选：通过对国内常用交联剂性能评价，交联剂SCL-1延迟交联最好，但破胶化水较困难，综合考虑，选择DL-150交联剂较合适。交联剂性能评价表名 称交联时间min实用温度耐温性能mPa.s170s-1,90minC-15001.58013080100C-150H01.580120100C-2000.52.08012080100DL-1503.05.080130100BCL-6111270150100SCL-1（固体）6970160100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、压裂油井离不封闭断

11、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0.125-0.25mm或0.225-0.45mm的粉陶作为降滤失剂，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压裂施工结束后，对地层会有一点的伤害，而采用粒径为0.125-0.25mm或0.225-0.45mm的粉陶作为降滤失剂，压裂施工后可以有效支撑微裂缝，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：压裂施工结束后尽快返排，有利于降低压裂液对地层的伤害，提高返排率，缩短关井时间，目前文南油田主要采用分段破胶、复合破胶技术，一般施工前半部分采用胶囊破胶剂，该种破胶剂需要施工结束

12、后，裂缝闭合后把胶囊压破，破胶剂释放出来，起到破胶效果，对压裂施工没有影响，一般破胶速度较慢，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，可以满足压后快速返排的需要，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，压后4小时，压裂液粘度可降到3.4 mPa.s，残渣含量354mg/L。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mPa.sAPS+JL0.005+0.0210068.57APS+JL0.008+0.0410057.33APS+JL0.01+0.0612045.21APS+JL0

13、.05+0.112024.37APS+JL0.08+0.212013.463、适合文南油田的支撑剂：文南油田地层闭合压力高达50Mpa，作用在支撑剂上约40Mpa,为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，对国内三个不同的烧结陶粒的物性和导流能力进行了评估（如表5A、B、C），结果表明，在有效闭合压力50Mpa下，B种陶粒的导流能力最适合文南油田的需要。压裂支撑剂性能对比表项 目单 位SY/T5108-1997ABC规格:0.45-0.90mm0.45-0.9同左同左筛析%1.250.10.00.100.45-0.99099.998.996.5

14、0.45-0.5101.79.79.5<0.4520.11.10.8体积密度g/cm31.761.81.8圆度0.90.90.9球度0.90.90.9群体破碎率%52MPa104.13.64.360 MPa6.969 MPa1014.97.2导流能力(10Kg/m2)m2.cm5015485.16011968.26975.395三、新技术应用情况1、裂缝强制闭合，分段、快速破胶技术压裂既是改善地层渗流条件的一种手段，也是对地层的一种伤害，特别是当进入地层的压裂液不能彻底破胶，快速返排时，这种伤害更大，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

15、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，裂缝强制闭合技术。2002年在179-13、79-186等井上采用该技术，在前置液中加入5-10m3粒径为0.125-0.25mm的粉陶，并加大破胶剂用量，采用裂缝强制闭合、分段快速破胶技术，压裂后立即采用3mm油嘴控制放喷，压后4小时视压力情况放大油嘴放喷，实现快速破胶，减少压裂液对地层的伤害，压裂后取得了较好的压裂效果，79-186压后日产油41.3t，不含水，目

16、前已累计增油2200t。同时我们坚持压前压后探砂面，统计砂面上升情况，监测结果显示，裂缝强制闭合、快速破胶技术不会带出支撑剂，同时室内试验也表明，在地层温度条件下，压裂液在4-6小时内能完全破胶，从取样分析看，8小时后压裂液粘度小于4.2mPa.s，破胶液表面张力27.8mN.m-1，因此现场广泛采用4-8小时快速破胶，控制放喷技术。实践表明该技术能够实现压裂后快速及时放喷，加少压裂液滞留油层时间，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。2、利用粉陶降滤失技术 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

17、少压裂砂堵事故，提高压裂效果。降低近井地带的弯曲磨阻，近井地带的弯曲磨阻是造成压裂失败的主要原因，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。填充地层微裂缝，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

18、成地层伤害，影响压裂效果。如果在前置液中加入适量粉砂，可以对微裂缝形成有效支撑，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0.15-0.225mm粉砂在69Mpa的闭合压力下，渗透率可以达到9.2um2，可以提高微裂缝的渗透率，延长压裂有效期。统计文南油田17井次加粉砂井，单井平均增油10.5t，平均单井累计增油：501.5t，累计增油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。3、裂缝监测技术以及应用压裂施工中，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

19、理，经过计算机处理可以得出形成裂缝的方位、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。人工裂缝检测又叫无源地震法，无须专门的人工震源，在压裂施工过程中，随裂缝的向前扩展，必将沿裂缝面边缘形成一系列微震，研究表明这些微震源辐射能量很小，大约相当于2-5级地震，在一次压裂施工中可以形成很多微震源，我们一般记录下那些较大的微震源，用计算机处理记录到的数据，就可以得出微震源的位置，从而确定出裂缝的位置和形态。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200-500米不等，三个分站设有

20、三个地震仪，首先应用GPS定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，我们有以下认识：(1)、文南油田由于油层较深，形成的裂缝是垂直裂缝；方位角与文南油田的主断层方向一致；对于油层比较集中的压裂井，裂缝高度一般与油层跨度一致，(2)、文南油田油层的最大主应力方向为

21、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。(3)、调整注采井网时要注意主裂缝方位，避免对应油井暴性水淹，注入水的主流线方向应避开主裂缝方向(4)、完善注采井网布新井时，要考虑裂缝方位。(5)、压裂设计中，对于有注水井对应，压裂引效的油井，压裂设计时，要考虑裂缝方位，控制裂缝长度，避免对应油井过早水淹，对于油水井连线与主裂缝方向夹角较大的压裂井，我们可以适当加大压裂规模，对于油水井连线与区块主裂缝方位比较接近的压裂井，我们要控制压裂规模，控制压裂缝长，防止油井暴行水淹。4、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

22、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Y-221系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79-184井上采用Y221型封隔器，井斜角36度，施工获得成功，后来又在33-296（井斜39.8o）、79-79（井斜角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。5、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

23、限制，单井加砂规模、加砂强度等比较小，近年来我们采用高砂比压裂施工，可以使裂缝在垂向及水平方向上均得到最大量的填充，而且对裂缝面及支撑砂堤污染小并能有效控制缝高的发展，在压裂设计时，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%，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1.91m3/m，平均砂比26.5%，其中19井次压裂井加砂强度大于2.0m3/m，平均单井日增油8.3t；15井次加砂强度小于2.0m3，平均单井日增油4.8t。在日产油量大于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

24、量采用大规模压裂方式，提高砂比能够提高油井的产能，例如文269-9压裂S3上7，井段：3276.9-3308.8m，17.0m/7n，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5mm油嘴自喷生产，日产液32.3t，日产油 15.6t，取得了较好的压裂效果。四、存在问题及对策1、新井压裂或补孔压裂前，认真选择射孔井段合射孔方式，从而满足压裂技术需要，避免多层系，长井段压裂，最大限度挖潜油层潜力。2、气井由于压裂系数小，地层渗透率比较大，压裂液返排率低，压裂效果较差，需要开展气井压裂技术的专题研究，希望在气井压裂上有所突破。3、文南油田文33块沙三上层系，油藏埋藏深、高温高压、中孔