低渗透油田增产技术简介

1、中国石油天然气集团公司CHINANATIONALPETROLEUMCORPORATION卜低渗透油田增产改造技术J长庆油田油气藏普遍呈现砌.低压、鬲廖特点，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，砾究开发多项针对低渗储层的增产軽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(-)注水井降压增注技术(-)底水油藏提高单井产量技术酸性压裂液技术裂缝深部暂堵酸化技术一、缝内转向压裂工艺技术缝内

2、转向压裂工艺技术油田老井缝内转向压裂工艺技术技术背景技术原理水驱开发，井网间地层压力、剩余油分布不均；存在死油区。/70.7000M20-077$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。内转向压裂应用效果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、冻、姬埠等油田老井共应用407口井，已累计增油22万吨，平均单井增油5388t,有效天数394天，措施有效率940%。部分井已取得了有效天数和累计增油”双过千”的佳绩。

3、长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果油田压前压后鑫天单井日单井增油(t)褰计增油措施有效率()液油含水液油含水安塞陇东合计2009年重复压裂:11口，日增油l.Ot,累计增油1525t。号序号名块区措施层位前施芳油措日水含水含g沪由(S:/酗产液111增量。累油注备1中马白8长52.759O3954.242.417O69624761322251华3长97O6OO3.0959O1O1&85529O932355378长64O63O63.37915315O192099O861457剖251华3长5219.3.062.44.9693.511857O79554378长O.6654O4113.410413

4、3.151695O8O161O2华Y8O6511.67.7419.4.5442.7O149335O37中马白8长68167O857.14976O82333西中马白8长563181614882.5716373O19中马白8长291OOOOO184.98O38.77298O54O1232西19118长.4419.39762911716&27087O6211中马白8长97OOOOOO197922.46668922.401油田新井缝内转向压裂技术lx技术背景近几年来，长庆油田每年总有5的新井投产后达不到工业投产产量要求，甚至有部分新井压后不产油，试油产液量也很低(小于4m3/d),与周围邻井相比产量明

5、显偏低。油田新井低产原因储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂裂缝可能伸入致密或低含油区域，造成油井低产或不产油。储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝向直接窜向非含油层，而目的层改造程度较低。2、技术思路与方法技术思路：堵老缝、造新缝。技术方法：前置液阶段直接加入转向剂封堵老裂缝，裂缝转向。3、现场试验应用情况从2002年开始，采用缝内转向压裂技术对投产压裂后产液量低的20口新井进行了重复压裂改造，均达到了提高产量目的。2003年安塞油田新井缝内转向重复压裂后试油及投产统计表年度油田井号层位初次压裂试油产量重复压裂试油产量投产一年后油m3/d水m3/d液m3/

6、d油t/d液m3/d油t/d含水%2003安塞王37-028长60042.026.06.543.447.7坪36-192长61151.024.03.882.234杏61-24长63.783.7810.747.764.684.46.22006-2007年姬堀油田新井缝内转向压裂重复压裂排液数据统计表年度井号层位初次压裂试油产量重复压裂试油产量投产一个月投产第三个月油m3/d水m3/d油m3/d水m3/d液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%2006地47-60长4+50.62.65.032.012.61.7883.414.11.4987.6堡23-45长4+5006.005.062.9

7、732.23.572.1927.9科1326延9抽空8.705.584.299.766.274.7111.4科1228延9抽空17.102007堡25-43长4+503.4021.65.430.295.24.790.1795.8地56-67长4+5034.561.820.938.21.550.813&2地57-71长4+503.2018.93.810.4286.23.530.2990.3W17-21长102.83407.725.658.56.995.2411.8官15-22长101.82706.534.955.25.794.469.3官14-19长100.622.8011.28.475.79.

8、397.278.9官21-24长101.2018.97.720.395.16.590.296.4官41-18长101.87.209.157.322.48.5573.72008年姬圾油田缝内转向重复压裂新井与常规压裂邻井效果对比序号井别井号层位试油产量m/d目前产*(2008.11.8)初次压裂重复压裂油水油水A1试验井堡2331长802.93.93.33.751.7445.6对比井堡24-30长87.511.41.880.2484.72试验井堡4341长4+500.523.44.603.3314.93试验井堡23-46长4+501.816.53.382.5610.74试验井地93-88长4+5

9、01.334.56.935.467.4对比井地94-88长4+525.87.255.746.85试验井地55-65长4+502.85.40.560.3821.2对比井地55-66长4+519.53.561.5947平均试验刃口01.319.74.913.3819.0对比井3口18.3/4.172.8918.52008年，在姬源地区低液量新井重复压裂中应用5口井，均达到了提高产量的目的。实例：37-0237-028井投产压裂加砂35m3,抽汲不产液，排出总液量35m3o通过地质资料分析认为该井物性较好,压裂后应具有一定的产能。重复压裂采用缝内转向压裂技术，加砂18m3,试油日产液42m3/d5H

10、产油26t/d,投产一年后日产液6.5m3/d,日产油3.4t/d,重复压裂改造效果明显。30oO21r加转向剂i!AW:A-1x彳d*疗XA:102030405060时网(分)37-028井重复压裂施工压力曲线37-028井重复压裂施工参数及试油产量对比井号工艺技术加砂量m3排童m3/min砂比%破压MPa工作压力MPa停泵压力MPa试油结果液(m3/d)油(t/d)含水(%)37-028普通压裂351.836.129.01856.5000转向压裂181.0-1.834.2无20.0-23.06.04226.0302009年应用转向压裂工艺在低效.复杂井中实施重复压裂，取得了良好的増产效果,

11、成功挽救了24口井。层位幣初次压裂转向复压增油m3/d投产第一个月投产第三个月油n?/d水n?/d油n?/d水n?/dd液”m油t/d含水%液m3/d油t/d含水%长1500.920.94.720.95.06332.23.572.1927.9长4+5101.01.413.12.412.13.91.942.683.21.5941.54长6502.42.14.52.12.71.062.02.21.151.6长840.61.53.61.83.03.61.2961.73.61.6250.9平均（24）0.51.510.93.210.43.81.843.73.11.639.3（三）多裂缝压裂工艺技术技术

12、背景超低渗储层岩性致密，原油流动困难，单井产量低下。虽然储层微裂缝较发育，但尺寸微小，不能成为油流通道，压裂过程如何实现对微裂缝的改造和利用是提高产量的关键。2、技术思路与方法在压裂过程中形成一定主裂缝长度后，借助于多次加入缝内转向剂在主裂缝内形成局部堵塞，造成压力波动，使主裂缝附近微裂缝实现开启和延伸，实现对微裂缝的改造和利用。缝内转向压裂工艺技术现场应用效果2008-2009年多裂缝压裂工艺已在吴起油田.西峰油田.姬嫄油田.安塞油田进行新井投产压裂试验69口井,现场施工成功率95%f投产初期平均单井日増油达到08t。区块层位类别储层电测解释|第一个月Q第二个月第三个月厚度m视孔%渗透mDd

13、液”m3d油t/含水%液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%安塞长6试验(8)19.712.232.213.431.8935.22.881.7229.742.781.5733.56对比(11)17.511.62.163.061.6337.32.311.3133.282.431.2439.97西峰长8试验(34)16.911.261.385.363.2229.34.462.712&514.062.5226.98对比(46)1&1112.031.544.582.1445.03.721.6547.823.61.5449.67吴起长6试验(9)24.012.62.04.92.744.93.8

14、2.923.73.02.323.3对比(17)21.412.51.94.82.450.03.22.521.92.41.920.8姬埠长4+5试验(18)10.812.172.225.23.235.06.95.56.46.95.210.4对比(32)10.512.002.264.53.58.74.63.77.34.33.39.3试验井17.912.11.955.03.030.14.83.318.44.53.119.7对比井16.912.01.874.42.436.43.82.523.93.62.227.6二、稠化水酸性清洁压裂液技术U!稠化水酸性清洁压裂液技术技术背景发展的方向，目前，清洁压裂液

15、是低伤害压裂液代表性体系，但其配液难度大、破胶困难，存在乳化伤害和润湿反转伤害等缺点，限制了其推广应用。稠化水酸性清洁压裂液是一项全新技术产品，最大程度地发扬了清洁压裂液的优势，同时弥补了清洁压裂液的不足，也是对低渗油气藏改造的一个补充。技术原理稠化水酸性清洁压裂液是一种以粘弹性表面活性剂为主的压裂液体系,其主要成分液态稠化剂遇水混合即可快速交联携砂,不需添加新设备可实现连续混配作业,遇原油和地层水即可破胶;压裂液可以携带丕同类型和浓度的酸液;具有无残渣.低伤害和可釆用压后不抽汲排液投产等技术特色。目前已开发出低温（70C以内）.中高温（7020两种压裂液体系。ClearFRACmolscul

16、d(molecularweight450)Wormlikemicelle厂鳥携带酸（HCL、HF）浓度1-9%、有机腦1-3%，实现酸化与加砂压裂联作；A耐温及抗剪切性：耐温100mPas,粘度不变化；A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5mPa.s;A携砂能力：40C.35%砂比，静止状态可悬浮60min以上；A岩心伤害率:延9、长2.长4+5和长610%,长889%。低温稠化剂稠化剂遇水即交联清水M40U一分钟达到最大粘度丁中咼温稠化剂2009年上半年f经过室内研发f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（6

17、0-120C以内）油气井储层加砂压裂改造要求。耐温稠化剂LHM1中高温酸性清洁压裂液稠化水酸性清洁压裂液技术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

18、率提供了一个新思路o；A施工工序比较稠化水弧胶压;压裂施工前备罐，备稠化剂备罐，洗罐，运送压裂液材料至现场配液。肌胶压裂液置放时间较长宜变质压裂施工连续混配，设计要求多少，可以配多少按照设计要求施工稠化水用量能够依照现场施工实际用量来定，不存在液体浪费问题压裂施工后冲砂、洗井、投产放喷，冲砂、洗井、抽汲取、投产总体评价从施工前准备、压裂施工过程、后期排液到投产过程，稠化水酸性清洁压裂液体系与弧胶压裂液体系对比具有较强的实用性。A作业周期比较孤胶稠化水备注备罐时间12天12天卡车运输清罐时间3-4hOh配液时间10hOh稠化水无需提前配液压裂时间l-1.5hl-1.5h稠化水配液釆用现场连续混配

19、，用量能够依照现场施工实际用量来定排液时间25天1天稠化水可不排液，直接投产合计45-8天1.5-3.5天节约34天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出天/井。配套形成多项复合工艺rlx稠化水十缝内转向压裂工艺2、稠化水压裂增注技术稠化水十控缝高压裂工艺I4.稠化水十缓速酸深度暂堵酸化技术丿稠化剂口支撑剂Ft稠化水压裂技术OB繆t川庆钻探公司工程技术研究院LJ冃水1稠化水酸性清洁压裂液技术IJ%K,11J-I-Ji34-121I长*&痔江量丹球.蟻实时屜JL袒测y在长庆油田中深井现场试验近30口井,井深2000-2800mf井温7080Co施工过程中f施工砂

20、量560rrPf扌非量0825M/minf施工压力平稳,显示了良好的携砂性能。2006-2009年现场应用井次已达口,分别分布于安塞油田.靖安油田、西峰油田和姬嫄油田f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f新思路的提岀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800irv2800in.储层温度最高80C.单井最高加砂超过60itP.最高砂比大于55%。三、油井堵水工艺技术油水井堵水技术1K技术背景三叠系特低渗储层油井水淹

21、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。2、技术思路与方法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。技术特点研发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。技术目的保留近井地带裂缝采油；封堵人工裂缝端部地层和部

22、分人工裂缝通道。油井堵水工艺技术a紬卄堵水前井问水淹悄况示竜田0杠升书不.0升冋加恥效斥刁、原.田图裂缝性堵水模拟图3、技术应用效果(1)老井应用效果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。一是液量.含水降后增油;堵水措施后，见效方式有两种:二是液量.液面降，含水不变。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。2008年采油二厂油井堵水效果统计表序号井号措施日期措施前措施后(0904)液面变化累计增油液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%堵水前堵水后131-332008-6-46.590.2296.02.40.28&

23、2/18.0228-242008-6-128.030.0199.82.280.238&24601640313.0369-522008-7-8暂关000井口164611.0473-552008-7-101.800.3279.10.720.4133.3井口164113.0584-622008-7-18暂关2.651.0155.1井口1574296.0634-222008-7-219.840.01004.820.9975.9井口1311285.071302008-7-2416.130.01001.150.279.1314下封51.0885-362008-8-12暂关00100井口0(1502)目前水

24、淹0.02008年，油井裂缝性堵水在某油田应用8口井，已累计增油1038to封堵成功率达到T100%,增油率达到了87.5%o2009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,累计増油697t。从降液效果分析:5口降液效果明显,日产液537m3/d,平均单井日产液：L07m3/d。从増油效果分析:5口见到明显増油效果#日増油5.55Vd平均单井日増油l.HVdo2009年采油二厂油井堵水效果统计表F号井F计油累增F液产日油产日液产日油产日1X1X700OO001X口井755.1X11O897.00151X1XO18效有214&00OO0

25、01A口井00aO001A口井65效有3029.673.00OOg11597903.IX11116.6504111271A效有433-2752961A992O36.9出测未376.60OO980314113o62效有51610.1M810.00OO001X口井392.501A8935713501x69效有63010.6012.00OOg1x口井282.06IX75.5651A06x118效有7553425.33O8O45.31527731X231X29O1A51X141x302效有8829.92116Oog884804.90O97752474o54效有9070000Oog1A70480700O

26、口井10929.0713.00Oo001x002773.1X00OO001X口井1X309-336.65O59.80312535.92O539894珈口计合99od968998&79821A4975.697表采油三厂新井堵水抽汲效果统计表井号措施日期措施前措施后日产油m3日产水m3动液面m氯根mg/1日产油m3日产水H13动液面m氯根mg/158-204.7油花45.663021979油花22.413501240823-416.21油花24井口2836020.401450/24-417.182.401&6井口2836013.89.010503598130-299.40.0120.0井口2127

27、01.8516.8175016489389-139.170.027.9井口22074油花9.61800-185022414388-1210.60.047.465021395关井侯凝表采油三厂新井堵水投产井效果统计表井号层位投产初期至2009年12月31日黯日戊液日卒油动液面m日戊液日辛油动液面m58-20长4+55.218.251-2981.617146.70L0382.017262240.97219.223-41长67.136.330.1497.4井口2.160.706L817721711.60275.824-41长68.519.410.00100.0井口14.130.7493.984914

28、80.5379.24（四）裂缝深部暂堵酸化技术四、其它压裂酸化增产增注技术注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术其它压裂酸化增产增注技术(-)注水井降压增注技术1、技术背景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。2.技术思路与方法复合酸化解堵降压增注技术稠化水压裂增注技术交簪泵洼灌垢剂和多分于鍍捷酸，申间间隔以宥机沉积膜，实现灌垢和扩大裂缝渗逵率同时，雇储屠孔隙表喬形成一屠越低分于膜，减少水驱阻力，降低洼水压力。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.

29、酸化增注双重目的。3、应用效果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IL8m2008年注水井增注效果统计表序号井号措施内容措施前生产情况目前日增注量(nP)累计增注(m3)有效天数(d)前否效目是有油压(MPa)套压(MPa)实注(m3)油压(MPa)套压(MPa)实注(m3)1田26-16酸化+稠化水2019.81620.320.122669478是2田20-21酸化201&32615451947931是3田22-21酸化21.5212317.517.535121690

30、189是4田27-15酸化20.1202220.320.2264132032是5柴3343稠化水注不进9.810.003636295636是6&71-38酸化14.814.61015.415.210020310否(二)底水油藏提高单井产量技术11、技术原理(1)底水油藏常规井控缝高压裂工艺技术(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0封堵人工裂缝L缝内转向压裂封堵高渗带酸化造新缝2、控制缝高压裂技术应用效果盘邂在姬嫄油田长2油藏应用8口井，到2006年12月，累计增油6500吨，单井日增油666t/d,比同期5口常规重复压裂井增产幅度提高70%以上。2妙年应用8口井,截至当

31、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压裂工艺井数(口)有效天数(天)日增油量(t)单井累增油(t)目前有效率(%)控缝高压裂井8124.06.66823.6100常规压裂井5130.43.88506.180实例：盐67-35井长2层该井长2层初次压裂加砂5计，试油：油45-4m3/d,zKl-2m3/do2008年产液0.5m3/d,结垢严重。釆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的影响。盐67-35井长2层测井图404030新0.0I油压OTa)454S2008-5-Hirt50E0

32、常规孤胶压裂液低粘酸性清洁压裂液15155妙比（）1010202DSCO106.012017:25ie.o3.0V.01.0?.0.0nin盐67-35井长2层重复压裂施工曲线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。技术特点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90C下具有良好的携砂能力;压裂液体系携带3-10%HCI,实现了酸化和压裂真正意义上的联作。岩心伤害评价试验井号层位岩心号空气渗透率md伤害率塞112长284.934.8宁102长21-28.153.7宁101长34-13

33、4.0-10宁101长34-235.94.37宁102长2彳2-124.62.56塞227长22-129.0-1.06塞227长22-225.1-6.3定31-2长23-12/35-110.64.1化101长21018.74.14杨44俪9.92.60.6皿眶石心IU巩,半列伪靑苹9部才扫心得到改普。现场应用效果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4344.621；采油三厂柳30-50井措施后，有效天数55扶，截止09年底累计増油72氏继续有效。序号井号措施前生产情况截止当年年底增刊果日W(m3)日产油含水(%)日W(m3)日产油含水(%)日増累增有效(d)1路33-294.62.245.44.62.441.70.231.21542化1