重复压裂（精选6篇）
重复压裂 篇1
目前, 水平井广泛运用在油田的勘探增效中, 但因油层受到的各种因素的损害影响, 在开发时容易发生一定程度的堵塞问题, 从而使油井的整体产量达不到预期的效果, 降低了工作效率。经过工作人员的开发改进, 将压裂所需的钻具使用双封单卡来拖动, 来在井下进行分隔工作, 对堵塞严重处进行重复的压裂, 以此来达到提高产量效果。通过工作人员对压裂钻具的优化, 其工作性能更加稳定, 并解决了水平段的密封不严问题和封隔器的砂卡问题。这种优化的水平井选段重复压裂工艺, 使得现场施工更加可靠安全。
1 水平井选段重复压裂工艺的现状
水平井选段重复压裂工艺中, 如果解决了井下的封堵问题和工艺方式的选择, 就可以在相对短的时间里对所需井段进行安全压裂, 并形成水力裂缝快速的排除井内液体, 从而达到对水平井选段的低伤害。目前我国对水平井的选段压裂技术有化学隔离技术、机械封隔分段压裂技术和限流压裂技术等。
1.1 化学隔离技术
化学隔离技术, 就是从第一段分段开始依次将对每个所需作业分段进行射开和油管压裂, 并用砂子和液体胶塞来将已经完成的分段与其他处隔离, 然后在完工后进行冲胶塞、冲砂和排液工作。其优点在于安全度高, 但由于使用了浓度较高的胶塞和工作完成后需进行冲砂, 所以对层段有一定程度的伤害, 再加上其作业成本较高和周期相对较大, 导致在实际运用中有一定的局限性。
1.2 机械封隔分段压裂技术
机械封隔分段压裂技术主要有环空封隔器的分段压裂、双封隔器的单卡拖动进行分压以、封隔器和机械桥塞之间的结合这三种。其主要运用在套管井出。这里我们就不来详细的讨论了。
1.3 限流压裂技术
在对分段进行压裂作业时, 压裂液进入到储层的过程中要通过射孔的孔眼, 如果其速度比较高, 就会在孔眼处产生一定阻力, 并且泵注射的排量越大阻力也就越大, 若井底的压力超过了分段破裂所需的压力, 则每个层段出可压出裂缝。限流压裂技术是通过孔眼处的阻力来调节各个层段的压力来使各段的压力处于接近值, 在水平井的使用中多用在出现纵向的裂缝时, 对分段的压裂没有一定的针对性。
2 水平井双封单卡拖动管柱分段压裂的工艺
2.1 水平井双封单卡拖动管柱分段压力的工作原理
其主要组成部件是油管、封隔器、喷砂器、扶正器、安全接头以及导向丝堵等。它的工作原理是, 对改造过的水平井进行重复的压裂作业, 在已经被射开的的油层分段中选择一段进行压裂改造, 就要将其下达到设计要求处。当压裂的井口装好后, 通过油管将第一段的压裂作业完成, 等压力得到扩散之后将管柱上提到第二分段处进行作业, 同样依次完成后续的分压作业。
2.2 工艺特点和适用的技术条件
其工艺特点首先在安全方面, 由于整个工作过程中所用的工具较少, 也就使施工中的安全事故降低从而大大提高了安全性。并且可以对任意一个投产的井段来进行专门的改造和设计, 管柱的作业过程一趟就可以了, 从而节省了施工人力和财力大大提高了作业效率。再加上封隔器与管柱没有收到卡距的影响, 也就是说其同时可以满足长射孔层段的多裂缝压裂改造和短射孔层段的压裂改造。
首先, 在设计时应考虑到压裂改造的情况, 根据实际情况在设计中先尽量满足技术的配套和压裂技术的特点需求。在作业过程中, 由于其使用的是双封卡单段压裂技术, 压裂层上的隔层与套管外面的水泥环要承受一定压力, 因此其对井段隔层的应力和固井的强度有一定的要求。由于作业过程中需要提升管柱, 所以在压裂后出现自喷情况或地层的压力比较高的水平井中不宜使用这种工艺。
2.3 主要配套工具及工作原理
主要配套工具有K344—108小直径封隔器和K344—115封隔器以及扶正器。其工作原理是, 在完成低替的作业后将排量提高, 喷砂器将经过的高压液体进行节流, 上封隔器则通过节流产生的压差来坐封。而经过内外导压体空隙高压液体流到下封隔器则使其坐封, 并通过侧孔进入到目标层位。将油管的压力释放, 上封隔器和下封隔器在油套的压力达到平衡之后, 胶筒会通过自身回弹力来收缩从而解封。利用小直径封隔器进行下封, 胶筒的端面离喷砂口只有200毫米, 为了避免出现卡井情况, 将反循环的死区长度减小是有必要的。导向丝堵与扶正器对管柱进行引导至工作位置并使封隔器在水平状态工作。
3 水平井双封单卡拖动分段压力工艺的实际运用
经过技术人员的工作经验, 在原来的基础上通过改进, 使用钨钢对喷砂器喷嘴进行加厚从而提高其硬度和耐磨性, 以避免喷砂器在加砂量比较大时出现刺穿情况, 保证封隔器的正常工作, 将目的层压开。同时, 下封隔器采用小直径的封隔器, 使用小直径的导压喷砂器尽量避免出现砂卡情况。
经过改进优化后的水平井选段重复压裂工艺, 通过对水平井双封打卡拖动分段压裂工艺的实验表明, 不管是在封隔器的坐封、解封还是耐压性都比较稳定, 其工作的灵活性和稳定性也有一定优势, 并且都符合有关规定的要求。并且, 已经进行水平井重复压裂的施工现场, 各部件运转正常, 管柱工作性能比较稳定。在施工完成后, 对各零部件进行拆除、检查、测量其磨损状况良好, 属于正常范围内, 说明水平井选段重复压裂工艺的各个环节都是科学合理的, 能够广泛运用在现场施工中去。
4 总结
水平井选段重复压裂工艺对各个层段都有较强的针对性并且耐压能力强, 在一定条件下也能达到浅水平井层段和中水平井层段压裂改造的要求。现场运用该工艺技术, 在成本、安全和操作方便性方面都具有一定的优势。
参考文献
[1]陈辉, 孙秀芝, 吕广忠.压裂水平井裂缝布局研究[J].石油天然气学报.2013, 1[1]陈辉, 孙秀芝, 吕广忠.压裂水平井裂缝布局研究[J].石油天然气学报.2013, 1
[2]徐加红.葡萄花油层水平井压裂效果分析[J].中国科技博览, 2013, 3[2]徐加红.葡萄花油层水平井压裂效果分析[J].中国科技博览, 2013, 3
重复压裂低产井的优化方式 篇2
1 国内外重复压裂工艺技术研究
(1) 疏通和延伸原来压裂裂缝。很多油田在开发过程中, 由于压力、温度等条件的改变, 常常会导致结蜡结垢或支撑剂失效等情况发生, 引起原压裂裂缝失效。或是由于初次压裂施工规模较小, 使支撑裂缝产度不够或者裂缝导流能力低。针对上述情况, 需要利用复压技术重新打开原有裂缝, 或者加大压裂规模使原有裂缝得到延伸。
(2) 直接压出新裂缝。由于厚油藏在纵向上具有非均质性, 导致油藏内见效程度不同, 影响开发效果。可以通过补射非主力油藏、对此类油藏进行重复压裂等措施改善出油剖面.实质上, 这是对复压的初期认识, 严格讲应属于分层压裂的技术范畴, 但国内目前主要基于此开展理论与实践探索。
(3) 堵老缝开新缝。这种技术是近几年才提出的, 主要针对油藏中油水关系复杂、微裂缝发育明显的层位。其实质是, 利用一种封堵剂对原压裂裂缝和射孔孔眼进行封堵, 再在新孔眼中采取重复压裂措施;或部分封堵原有裂缝, 在原有裂缝缝面再进行压裂, 借此为侧向油储量提供通道。
2 重复压裂前的准备工作
2.1 储层评估
评估重复压裂地层, 一般考虑以下方面:前次压裂的生产历史、产层能量及可采储量;重复压裂井的现状;原有裂缝有效程度及失效原因.通过评估, 获取重复压裂施工所需的参数及信息, 诸如:裂缝导流能力;裂缝支撑缝高是否合适;压裂液与地层的配伍性;支撑剂在缝内的状况;地层是否具备期望的生产能力、累积产量及期望的采收率等。
2.2 选井选层
在地层评估基础上, 选井选层应遵循以下原则:
(1) 复压层段管外无串槽;
(2) 油井必须有足够的地层能量 (压力系数≥0.7) 和余下可采储量 (采出程度≤30%) ;
(3) 前次压裂由于施工原因造成施工失败;
(4) 前次压裂生产情况良好, 但有效的支撑裂缝未在改造层段形成;或前次支撑裂缝长度虽足够长, 但裂缝缺乏导流能力;
(5) 前次压裂成功, 但由于压井作业而使油藏污染。
根据各井层油藏特征, 常采用以下两种方法进行选井选层:
(1) 注采井动静态资料对比法
该方法是在掌握压裂井层与对应注水井层地质条件以及生产历史的基础上, 根据油藏现有常规资料, 与注采井小层进行对比后, 找出动用程度差、相对受效低但仍具有生产潜力的储层作为重复压裂候选层。这种方法虽简单实用, 可操作性较强, 但缺点是只能对井做定性处理。
(2) 用模糊识别原理进行定量选井选层
应用模糊识别原理建立模型, 在复压前储层评估的基础上, 综合考虑多种因素, 研究出适合重复压裂的标准模式, 判断哪些井层符合重复压裂的条件, 并可对一批重复压裂候选井层按从优到劣排序。这种方法很好的克服了重复压裂选井选层的盲目性, 对储层的评估由定性变为定量。
2.3 重复压裂破裂压力分析
通过对大量重复压裂井初次压裂和重复压裂的瞬时停泵数据进行分析表明, 进行初次压裂时的瞬时停泵压力普遍高于重复压裂。这表明初次压裂的破裂压力高于重复压裂, 这种现象很可能是两次压裂裂缝相重合所致。由于重复压裂施工时岩石的抗张强度要低于初次压裂岩石的抗张强度, 因此, 初次压裂时的破裂压力要高于重复压裂时的破裂压力。
2.4 重复压裂最优时间确定
准确确定重复压裂时机是重复压裂成败的关键之一, 过早进行重复压裂, 易导致原压裂增产期不能充分发挥, 对压裂效益及效果造成影响;过迟进行重复压裂, 则易导致原来增产不能被及时接替, 对增产量造成损失。为了确定重复压裂的最优时间, 一般会考虑当前孔隙的压力分布情况以及裂缝暂堵前的长度。试验表明:首次压裂与重复压裂的施工间隔越长, 裂缝暂堵前的长度就越长。虽然孔隙压力在一段时间后会下降, 但裂缝暂堵前的长度增长却非常缓慢。重复压裂进行的最优时间是裂缝可延伸到的地方孔隙压力仍较大或此时裂缝长度延伸明显, 即长度较长。当油藏特性如孔隙度、渗透率、地应力等可以控制压力分布的因素及地层的应力分布情况已知时, 便可确定进行重复压裂的最优时间.而当当地应力的大小不能精确确定时, 仍可通过区域的应力分布较好的对重复压裂最优时间进行估测。
3 总结
(1) 根据选井选层原则, 科学客观地评价储层产能的潜在能力, 从而确定适合的工艺改造类型, 并对工艺的可行性及有效性进行评估, 预测施工效果, 以此作为该井优化设计的目标。
(2) 对于储层物性好、初期改造规模偏低、地层能量高、明显有地层堵塞现象的井, 可采用继续延伸原有压裂裂缝系统的大规模常规重复压裂工艺, 以获得油井增产的目的。
(3) 从前期施工效果来看, 常规重复压裂的加砂强度应控制在.20m3/m以上、排量在2.0一2.5m3/min之间, 尽可能提高施工砂比, 以保证压裂裂缝具有较高的导流能力。
(4) 对于地层能量偏高、有注水见效史的井应慎重选择重复压裂工艺, 避免人工裂缝的过度延伸, 而导致压后油井含水上升过快。
(5) 对于处在注采井网中水线方向的低产低效井, 应先评价其储层的增油潜力和低产原因, 再确定适合的工艺技术;其次在改造过程中应避免人工裂缝沿水线方向的过度延伸, 最好能产生新裂缝, 扩大油井泄油面积, 使注水受效面积增加.
(6) 对于处在注采井网水线侧向上的井, 在地层能量和增油潜力都满足的条件下, 应以深穿透、饱填砂的思路进行重复压裂改造, 以求获得具有一定长度和高导流能力的支撑裂缝。
(7) 地层能量保持水平较低的井, 首先要完善对应注采井网, 其次建立合理注采关系或改善吸水剖面, 待地层能量有效恢复后, 再根据储层特点优选适用的重复压裂工艺措施, 以期有效提高单井产能和整体开发效益。
(8) 对于试井解释资料显示表皮系数5为正值、采出程度低的井, 重复压裂改造效果较好。
参考文献
[1]雷群等.安塞油田重复压裂技术探讨[J].钻采工艺, 1999, 5 (22)
重复压裂 篇3
关键词：八区下乌尔禾,老井,重复压裂
1 概况
克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为一个东南倾的单斜, 基底倾角13°, 顶面倾角6.5°。油藏主体采用135m×195m反九点法井网进行开采, 埋深为2300m～3300m, 平均3000m, 目的层沉积厚度85～815m, 平均450m。地层中天然微裂缝发育, 裂缝基本上被胶结物充填。基质导流能力差, 以天然和人工裂缝导流为主。
2 确定注水见效形态
通过对压裂措施效果对比等研究分析, 油藏裂缝主体走向、注水见水见效方向, 确定了该区注水井注水见效形态, 在理想状态下主体为近东西走向, 平面为椭圆状的驱替形态。
2.1 压裂效果
2009-2011年老井常规压裂30井次, 平均单井增油417t;位于井组注水井近东西向的油井压裂7井次, 平均单井增油615t;其他方向油井压裂23井次, 平均单井增油357t。
2.2 裂缝主体走向
八区下乌尔禾组油藏, 微裂缝发育, 其特征有:裂缝发育段厚度与地层厚度的百分比约为1.45%-10.46%;裂缝的主体走向为近东西向, 与地层主应力的近东西走向一致。
2.3 注水见水见效方向
通过同位素监测及油井产量的统计分析得出, 八区下乌尔禾组油藏注水井注水见水见效方向主体为近东西向。
3 提高压裂工艺选择的针对性
3.1 老井压裂效果分析
八区下乌尔禾组油藏老井压裂主要采用常规压裂和转向压裂技术。2009-2011年该区老井压裂50井次, 平均单井增油539t;其中常规压裂30井次, 平均单井增油417t;转向压裂20井次, 平均单井增油722t。
对比2009-2011年常规压裂与转向压裂效果, 位于注水见效的主体方向即东西向上油井压裂效果好于其他方向, 非主体方向的油井转向压裂效果明显好于常规压裂。
3.2 压裂工艺选择
通过以上分析及对2009-2011年压裂增产效果好的井周围注水井注水情况得出, 所选择的压裂井周围注水井配注合格率较高。同时结合注水见效形态, 得出适合该油藏的老井压裂工艺:
(1) 在注水见效非主体方向上的油井, 选用转向压裂技术, 增加泄油面积的同时提高注入水驱油效率的机会;
(2) 在注水见效主体方向上的油井, 可参考历次压裂改造规模及增油效果:具备加大压裂规模条件可采用常规压裂, 优化施工参数及规模;不具备条件则选用转向压裂技术, 沟通单井控制范围内未动用的油层;
(3) 施工参数采用压裂管柱2″7/8油管、施工排量2.0-3.0m3/m i n、平均砂液比26%以上、前置液百分数25-35%、采用欠量顶替。
4 技术应用及效果
4.1 转向压裂井技术应用及效果
2012年八区下乌尔禾组油藏转向压裂9井次, 有效率100%, 单井最高增油2868t, 平均单井增油1014t。
4.2 常规压裂井技术应用及效果
2012年老井常规压裂作业36井次, 累计增油20063t, 平均单井增油557t。其中位于注水井见效主方向的油井压裂11井次, 累计增油7596t, 平均单井增油691t。
5 结论与认识
(1) 通过压裂效果的分析研究, 八区下乌尔禾组油藏注水井注水见效主体方向为近东西走向, 平面为椭圆状形态。
(2) 提高老井压裂效果, 关键是选井思路与压裂工艺技术的配套性。
重复压裂 篇4
1 试验材料与方法
1.1 仪器与药品
使用仪器：RS75流变仪;恒温电热干燥箱;恒温水浴;毛细管黏度计系列;秒表;100mL的广口瓶;K12全自动张力仪;80-2电动离心机;双向恒温搅拌器XKgF2型;电子天平;压裂液动态滤失伤害仪等。
使用药品：清洁压裂液;普通瓜尔胶、HPG、FYC-2增稠剂、硼砂、有机硼、NaOH、过硫酸铵等。
1.2 方法
试验方法参照石油天然气行业标准：SY/T5107-2005执行。
2 重复利用压裂液FYC-2体系特点
2.1 低残渣
FYC-2增稠剂的分子链比传统瓜尔胶及HPG小25～30倍，其机理是在低分子化合物中引入强亲水基团，使它们的水溶性大大增强从而提高聚合物的溶解性，实现低残渣，低伤害。表1给出了该压裂液体系和常用高聚合物压裂液体系残渣含量的对比。
2.2 自动破胶与重复利用
重复利用压裂液FYC-2体系的交联技术是利用一种暂时性的链接反应，以便能动态地改变化学链结构，实现低分子的络合屏蔽与二次交联，使液体具有较高的黏弹性，从而提高了交联液体的黏度和效率，改善其携砂能力。
该体系的破胶通过液体pH值来控制, 可使链的连接变得可逆。在压裂作业完成后，通过降低压裂液体系的pH值以实现破胶排液。由于不使用氧化破胶剂，降黏后的返排液中各种化学物质并没有发生质的变化，因而对返排液进行回收后可以作为压裂液的基液而重新使用。
3 重复利用压裂液FYC-2体系性能
3.1 基液黏度
低分子聚合物FYC-2增稠剂与其它压裂液增稠剂的基液黏度对比见表2。可见低分子聚合物FYC-2基液的黏度较HPG低。
3.2 流变性能
开发的重复利用压裂液FYC-2体系增稠剂与硼离子交联后形成致密的聚合物网状结构，其交联液具有更好的黏弹性，提高了压裂液的携砂性能。图1是50℃下不同压裂液的流变曲线。可见在一定温度条件下，随着时间的延长，常规的HPG-硼砂交联压裂液体系黏度逐渐下降。而重复利用压裂液FYC-2体系的黏度几乎是立即形成的，并且在恒温后黏度保持稳定，可以保证整个施工过种的稳定性。
3.3 破胶性能
重复利用压裂液FYC-2体系网络结构的强度是由溶液的pH值及所选择的金属离子决定的，并且由于链连接的可逆性，通常不需要氧化类破胶剂来破坏链的降解，当pH值低于8时，网格结构自动破坏。当pH值恢复到8时，可再次交联，从而实现压裂液体系的重复利用。对其受pH值控制的特点，可以利用化学缓冲剂或某些低pH值地层水的缓冲来实现压裂液的破胶降解。不同浓度缓冲剂作用下重复利用压裂液FYC-2体系破胶液黏度见表3。
3.4 液体的滤失及填砂裂缝导流能力性能
通过形成滤饼而实现对压裂液的滤失控制对压裂施工的有效性是业内所公认的。按石油行业标准SY 5405-1995对不同压裂液体系进行静态滤失试验(见表4)，得出重复利用压裂液FYC-2体系与HPG体系滤失系数相近。
在实际作业中，HPG体系的黏度会随着温度的增加而降低，滤失量将会大于实验室的数据。而重复利用压裂液体系在施工过程中黏度保持恒定，实际滤失量会更接近实验室数据。
重复利用压裂液FYC-2体系由低分子聚合物组成，由于体系的pH值会逐渐降低，使侵入岩芯的滤饼容易恢复为清洁的低黏流体而得以清除，为侵入地层深部液体的返排提供了通道。不同压裂液体系对填砂裂缝导流能力的影响试验证明：重复利用压裂液FYC-2体系相比常规HPGF压裂液体系具有好的裂缝导流能力保持率，与清洁压裂液体系接近。不同压裂液体系对填砂裂缝导流能力的影响如表5所示。
4 现场应用
2010年延长油田西区采油厂分别在5559-5井、5559-6井、5282-5井进行了重复利用压裂液FYC-2体系的现场应用试验。
以5282-5井为例，该井设计配制压裂液基液90m3, 回收5559-5、5559-6井返排液51m3，处理后可用49m3，实际利用49m3。调整并确定出增稠剂所需的实际补充量后，按增稠剂同等的损失率加入FYZP-4复合助排剂、FYNW-2黏土稳定剂，FYSJ-1杀菌剂各0.1%，并另配制新鲜压裂液基液40m3。压前取样测试，基液综合黏度15mPa·s, pH为8.5;小样最佳交联比100:0.7。该井实际施工共加砂20m3，平均砂比31.9%，排量2.0m3/min，入地液75.9m3。
对5559-5井、5559-6、5282-5井返排液进行了黏度测定，破胶液黏度均小于5mPa·s可见不加破胶剂压裂液能实现完全破胶，达到行业标准的要求。
应用压裂液FYC-2体系施工的3口井都能按要求顺利的完成施工任务，返排液回收利用率高，总利用率达95.1%(见表6)。
5 结论
(1)开发的重复利用压裂液FYC-2体系具有常规HPG及清洁压裂液2者的优点。
(2)延长油田西区采油厂现场应用重复利用压裂液FYC-2体系施工顺利，重复利用效率高。
(3)重复利用压裂液FYC-2体系可实现自动破胶，破胶液黏度满足行业标准。
参考文献
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重复压裂 篇5
春天湖/榆树古力区块位于巴肯油田中部, 蒙大拿州里奇兰县境内, 面积约500 mile2 (1 mile2=2.59 km2) [1]。其孔隙变化较大, 东北方向逐渐递减, 西南方向则呈尖灭式递减。20世纪80年代后期, 在里奇兰县东部的上巴肯页岩层内, 水平井开发就取得了一定的成效。
巴肯油藏处于威利斯顿盆地下。它包含以下三个独立的产层, 几乎均覆盖整个工区:密西西比系——巴肯油藏上部页岩层 (高水位期) 、泥盆系/密西西比系——巴肯油藏中部 (低水位期) 、泥盆系——巴肯油藏底部页岩层 (高水位期) 。
图1是巴肯油藏储层段测井曲线类型[1]。在该区域, 中巴肯储层厚度基本在6~15 ft (1 ft=30.48 cm) , 深度约在10 000 ft。破裂压力梯度在0.69~0.77 psi/ft (1 psi/ft=22.621 kPa/m) 之间。储层流体性质是:油API重度42°, 气API重度为0.95°, 初始油气比为500 scf/bbl (1 scf/bbl=0.206 7 m3/t) 。储层初始孔隙压力梯度为0.5psi/ft, 显示出弱高压状态, 井底静态温度为240 ℉ (1 ℃=33.800 0 ℉) 。渗透率为0.05~0.5 mD (1 mD=1.02×10-3 μm2) , 孔隙度为8%~12%。
春天湖/榆树古力区块总体的成藏效果被前人戏称为沉睡巨人。在该区中, 中巴肯油藏的云岩主要运用长水平段的水平井进行开发, 使得超低渗油藏的开发能够尽量达到最大经济生产效率。但天然裂缝所形成的运移通道无法满足生产的需要。
目前有超过十支作业队伍在此区块进行作业。一些作业者运用各自配置部署完成了一些多分支井, 以优化控制井距单位内的井壁接触。相反地, 在该区进行过深入研究的作业者 (最先进入的作业队伍) 已经关注部署连续的单水平段定向井, 其中一些水平段长度超过9 000 ft, 以实现对储层有效改造的最大化。
作业者最初在640 acre (1 acre=4 046.9 m2) 的区块内钻了17口水平井, 均使用单水平段方式来对该区进行开发。为了促进垂直裂缝的延伸, 水平段是平行于最大主应力方向钻进的。这些水平井基本都有3 000 ft的水平段, 且进行射孔完井。基于对限流射孔将帮助施工过程中裂缝转向的认识, 大多数初始压裂施工均采用传统的单级泵注程序方式。初始压裂施工平均规模都在300 000lb (1 lb=0.453 59 kg) 的20/40目树脂包裹的支撑剂, 其中三次超过了600 000lb。
在完井过程中, 多采用大间距限流射孔方式以改善水平段端部的压裂效果。推测认为, 水力压裂过程中由于水平段根部的摩阻损耗小, 井筒压力达到最大, 所以会优先对水平段根部进行改造。大多数首次施工井采用同位素标记的支撑剂, 运用光谱伽马射线仪进行测井以展示支撑剂在泵注过程的前、中、后三个阶段的铺置效果。测井结果表明, 与预想的相反, 水平段的端部和中部的铺砂效果好于根部, 并且在许多施工过程中表现为铺砂效果由端部到根部逐渐改善。总之, 示踪剂测井显示支撑剂在初次施工井中的分布是不规则的, 并且在有些井中, 重要的产层根本没有支撑剂铺置[2]。
目前新井常用的几种方法包括:①裸眼完井;②压裂过程中扩大线性加砂的规模;③应用孔眼封堵球和段塞促使裂缝转向;④加大施工规模。
2 选井方法
尽管示踪测井提供了含有未改造产层的井特征, 但曲线的定性评价大于定量评价。最初的重复压裂候选井均来自那些最早进行射孔完井而且水平段经示踪测井显示无支撑剂进入的井。这些井根据示踪测井显示的问题大小进行排列。初次压裂的时间不作为考虑的因素, 因而初次压裂和重复压裂时间差别跨度很大。有些老井在2年内就进行重复压裂, 而有些井则在三年半以后才进行重复压裂。重复压裂前的累计产量也不是最主要的考虑因素。比如早期的几口井重复压裂后的累积产量为40 000~70 000 bbl, 而稍后重复压裂井的累积产量已经超过了15 000 bbl。
随着对测井特征认识的不断深入, 重复压裂的效益也不断体现出来。最终, 所有采用射孔完井的井均被列入了重复压裂计划中。
3 重复压裂施工过程
为了增大井身与储层的接触面, 提升重复压裂效果, 已选水平段在已完成的限流射孔基础上, 进行了喷砂射孔。与早期的大间隔射孔相比, 该水平段的射孔密度在喷砂射孔后增加了1~2个孔集。射孔间隔由先前的700 ft降低到300 ft甚至更低[1]。射孔过程中, 用3个喷嘴以120°相位进行喷射。在每一个孔集处, 2 000 gal (1 gal=0.003 875 m3) 的压裂液携带1lb/gal (1 lb/gal=119.826 kg/m3) 20~40目的支撑剂, 在泵注过程中, 以3 000 psi (1 psi=0.006 89 MPa) 的压降经过喷嘴。在喷砂射孔后, 井筒进行了循环洗井, 并提出了施工油管。
最新的重复压裂设计将前置液和携砂液以多个泵注阶段按顺序逐步注入。前5口井施工过程中, 采用的都是三级泵注阶段的注入方式, 而其余井采用的是四级泵注阶段的方式。由于施工十分顺利, 因此很少考虑砂堵问题。而前置液用量不需要为克服近井滤失而大量增加, 延续初次压裂时的施工排量48~55 bbl/min即可满足要求。所有的重复压裂支撑剂规模设计约为60 000lb、20~40目陶粒。表1是详细的四泵注阶段程序表[1]。压裂液采用的是一种30 000lb/gal交联的羧甲基-羟丙基瓜尔胶体系 (CMHPG) , 添加具有很强承载属性的氯基破乳剂。
按照新的施工设计, 每个支撑剂的尾追注入阶段 (最后一个泵注阶段尾追除外) 均采用10lb/gal的高砂浓度, 以促使施工作业面沿水平段转向进入新的储层段造新缝。并且, 孔眼封堵球在前2个泵注阶段的后期投入, 改善裂缝的转向效果。
在压裂施工结束后, 以0.6 bbl/min的实际速度返排。在返排结束进行洗井作业后, 示踪测井仪被下入油管。而后生产装备、抽油杆、抽油泵陆续开始在井下工作, 进行投产。
4 施工效果
最初的重复压裂方案是17口井, 其中, 16口顺利完成了重复压裂施工, 而1口井在施工过程中遇到了机械问题。在16口已施工井中, 有1口井在加砂至1/3规模时发生了砂堵。这口井在重复压裂前已经产出超过23×104 bbl油, 是17口井中产能最好的。而那口遇到机械问题的井在重复压裂后没有产量。
尽管在大多数施工过程中没有出现问题, 但是压前产能对重复压裂的影响也相当明显。从表2可以看出, 重复压裂后的平均瞬时停泵压力仅2 342 psi, 比初次压裂的平均瞬时停泵压力降低了669 psi[1] (如果考虑压力梯度, 初次压裂时为0.74 psi/ft, 而重复压裂时为0.66 psi/ft) 。和预测的一样, 初次压裂的压降更明显。重复压裂的平均施工压力也明显降低。有趣的是, 即使两次施工规模相当, 重复压裂的净压力比初次压裂仍然增长了50%。
绘制重复压裂破裂压力梯度与压前累积产量的
关系图, 发现有一个很强的趋势:压前累产越多, 破裂压力梯度越低。运用单轴应变方程推算[方程 (1) ][3], 可看出和预期的一样, 累产越多, 孔隙压力越低, 破裂压力梯度也越低。
undefined
式中 Pp__储层压力, m/L2, psi;
v__泊松比, 无因次量;
σz__上覆岩层压力, m/L2, psi;
σmin__最小闭合应力, m/L2, psi。
当将首次施工时的原始破裂压力梯度加入一起绘图时, 也发现了相同的趋势, 即破裂压力越高, 初次压裂压后累积产量越多 (图2) [1]。对于重复压裂前的低破压梯度与压前累产量的相关性, 很有可能是因为储层以纵向裂缝为主。在水平段造缝位置, 纵向缝促使了储层压力降低。并且, 当重复压裂施工开始进行时, 裂缝转向, 残余诱导应力[4]、净压力的增长, 迫使施工作用转入未作用储层。而在重复压裂施工前, 压力则不会发生聚集。
图3是LTS 36-2-H井初次压裂时的施工曲线图[1]。这口井于2001年12月进行了初次压裂施工, 共加入601 000lb、20~40目陶粒。初始瞬时停泵压力在起破后为3 352 psi, 在23 min后下降了322 psi。施工排量在50 bbl/min时, 净压力有472 psi的增加。施工尾声的压力递减和储层被压开后的压力递减情况相似。
LTS 36-2-H重复压裂施工于2004年4月进行。重复压裂前, 该井已累积生产原油84 700 bbl, 保持着54 bbl/d的产量。重复压裂的规模设计为641 000lb、20~40目陶粒。图4是此次施工曲线图[1]。从图中可以看出, 初次瞬时停泵压力在起破后为2 210 psi, 10 min后下降了1 167 psi。施工排量仍然为50 bbl/d, 净压力上升了1 705 psi。最终的瞬时停泵压力比初次压裂时高90 psi。
从重复压裂施工曲线图中可以看出, 当第一泵注阶段中以4lb/L的砂浓度进行加砂时, 随着静液柱压力的增加, 井口压力并没有减少。反应了井底施工压力有所增加, 这可能和早期新缝发生转向进入相对低渗的储层有关。在该阶段的支撑剂顶替过程中, 尽管静液柱压力降低, 施工压力却急剧上升了500 psi, 同样反应早期新缝转向进入储层高应力区。这样的施工异常现象在第二、第三泵注阶段也有所表现。
图5是LTS 36-2-H井的示踪测井曲线对比图[1]。初次压裂时的示踪测井曲线成果位于下部, 重复压裂后的位于上部。施工中加入了三种同位素进行监测:第一阶段加入Sb-124 (蓝色, 顶部) , 第二和第三阶段加入了Ir-192 (红色, 中部) , 第四阶段加入了Sc-46 (黄色, 底部) 。从对比图中可以看出, 重复压裂使得更多的储层被压开, 增加了裂缝的覆盖范围和缝长, 并从示踪同位素的分布发现各次注入的支撑剂均延水平段分布。
重复压裂后的示踪测井结果显示, 转向技术很可能引导支撑剂优先进入初次施工后的经示踪测井解释的无支撑剂缝隙, 而不是先前所认为的最佳铺砂位置。很显然, 深入研究测井技术对施工工艺的有效改进具有很大帮助。
5 重复压裂效果
这些井在初次压裂后30天平均产量为200 bbl/d, 而重复压裂后30天的平均产量为155 bbl/d。尽管如此, 重复压裂使得数以万计的原油储量得到动用。类似地, 这些井的平均气油比从915ft3/bbl降到了520ft3/bbl。气油比和生产压差在重复压裂后的下降显示之前未被开发的基质已经得到了改造, 并且新的储量得到了持续动用。从LTS 36-2-H井生产曲线 (图6) 可以看出重复压裂后气油比的降低与产能的关系[1]。前期估算的该井的单井可采储量为301 300 bbl;而在重复压裂后, 单井可采储量增加了68 400 bbl。对15口射孔完井的重复压裂改造井进行统计发现, 重复压裂使单井可采储量平均增加了32%, 约为89 000 bbl。表3展示了15口井重复压裂前后产量和储量的变化情况[1]。而这些增量的成本仅为US$4.45/bbl, 其中包括了材料准备、施工、清洗和恢复投产等所有费用。
6 重复压裂应用小结
从此次重复压裂的效果可以看出重复压裂对于水平井的改造具有重要意义。研究表明, 重复压裂使得初次压裂中遗漏的纵向产层得到有效改造。此次成功不仅仅源于水平段的喷砂射孔技术, 更多的是裂缝转向技术的应用。示踪测井显示早期和晚期注入地层的支撑剂分别位于水平段中的不同位置, 充分说明了裂缝转向的重要性。尽管最初的方案仅是造垂直缝, 但从示踪测井结果和邻井施工的情况可以看出仍然生成了许多有效横向缝。重复压裂应用成功使得预估可采储量增加了30%, 说明井周围的裂缝网络通过后续压裂能够充分扩大。
和预测的一样, 重复压裂中破裂压力和施工压力均低于初次压裂。尽管储层破裂后的液体滤失明显高于初次压裂, 但并不影响压裂施工。施工中更高的净压力也说明了与新储层的有效接触。
7 川西应用前景
川西中浅层致密碎屑岩气田具有复杂的地质条件, 单井自然产能低, 难动用储量高, 开采效益极为低下, 虽然水平井技术起到了一定的改善作用, 但仍有超过10%的水平井未达到预期效果。如MP1H井, 其储层渗透率为0.04~0.63 mD, 孔隙度为6%~12%, 是典型的低孔低渗储层。完井投产后, 产量仅为0.419×104 m3/d。2008年, 为改善其生产效果, 中石化西南油气分公司决定对MP1H水平段进行压裂。采用的压裂技术与巴肯油田初次压裂时所采用技术一样, 均为笼统压裂。压后初期产量仅为4.839 5×104 m3/d, 远远低于相邻直井10.3×104 m3/d的平均产量。并且从压后采气曲线可以看出, 压后稳产时间短, 产量递减相当快。分析其原因, 认为笼统压裂加砂规模受限, 没能有效利用水平井的长水平段中的含气层, 增大裂缝的有效泄流面积, 是MP1H井低产的主要原因。这和LTS36-2-H井初次压裂后的情况极其相似, 具备采用巴肯油田的水平井重复压裂技术对MP1H进行重复压裂的条件。
8 结论
此次对巴肯油田16口井的重复压裂是成功的。从施工结果中得出以下结论:
◇ 射孔完井的水平井可以进行重复压裂施工;
◇ 在巴肯油田, 由于生产优先, 并没有对施工中的滤失和复杂性进行充分研究;
◇ 初次压裂中未被改造的水平段储层可应用增加射孔和裂缝转向技术得到充分改造;
◇ 喷砂射孔和裂缝转向技术的应用使得裂缝网络有效扩大, 以进入新的储层;
◇ 川西低渗气藏和巴肯油田储层条件类似, 且部分水平井低产原因相同, 具备该技术的应用条件。
参考文献
[1]Tom Lantz D, et al.Refracture treat ments proving successful in horizontal Bakken wells:Richland Count, Montana:SPE108117[R].Denver, Colorado, U S A, 2007.
[2]Wiley C, et al.I mproved horizontal well sti mulations in the Bakken formation, Williston Basin, Montana:SPE90697[R].Houston, Texas, 2004.
[3]丁云宏.难动用储量开发酸化压裂技术[M].北京:石油工业出版社, 2005.
重复压裂 篇6
低渗透油田开发一般采用压裂方式投产, 在地层中压出一条有高导流能力的人工裂缝。由于裂缝渗透率远远高于基质渗透率, 随着老油田的开发, 老裂缝控制的原油已接近全部采出, 但某些井在现有开采条件下尚控制有一定的剩余可采储量。为了充分发挥油井的生产潜能, 提高单井采收率, 有必要进行重复压裂。
2 A油田历年油井重复压裂效果总结
2.1“五结合”选井选层方法指导油井重复压裂
A油田为低渗油田, 压裂改造是主要的增产措施, 随着开发时间的延长, 压裂次数增多, 压裂效果逐渐变差。A油田油层非均质性高, 地下油水关系复杂, 剩余油分布既零散又有相对富集部位, 这就要求我们优化选井选层标准, 提高压裂效果。
A油田自90年进行油井重复压裂以来, 通过不断的摸索, 总结出了一套井层优化技术, 既“五结合”选井选层方法, 取得了不错的压裂效果。
“全井厚度与单层厚度结合”:即在考虑全井可压厚度时, 要考虑单层厚度, 如果单层厚度小, 含泥、钙质多, 压裂效果不会好。
“动态与静态结合”:根据精细地质研究结果, 考虑井区及单井动用程度及存油率大小, 考虑控制砂体分布范围及砂体沉积类型, 考虑水井的驱油方向和距离。
“历史与现实结合”:即考虑老井区及单井出油历史状况, 初期产量或已进行过措施井的初期增油效果, 考虑目前出油状况, 减少无效井的出现。
“压裂与调整结合”:即在老井压裂同时, 采取其它增产措施。以前在压裂过程中, 多数与检、换泵相结合, 而忽略了堵水、补孔等措施。
“地质条件与规模结合”:即不同区块、不同井层采取不同的改造规模。对油田边部储层较致密、渗透率低的油井及主产区块的非主力层采用增大压裂改造规模的办法, 提高改造强度, 从而提高压裂效果。
2.2 重复压裂效果逐年变差
进入“九五”以来, 老井压裂效果逐年变差, 尽管在常规压裂方式的基础上, 加强压裂方案优化设计和现场施工质量监督工作, 在地质选井、选层的基础上, 提出缝长、缝宽、形态等工艺设计要求, 优化压裂工艺及规模, 探索针对不同区块、不同油层条件、不同原油物性的压裂液配方, 合理确定替挤液用量及添加剂, 提高压裂增产效果, 尝试了用微生物配前置液、热水配前置液、陶粒做支撑剂、高砂比压裂等多种压裂方式, 2001年压裂液选用胍胶压裂液替代田菁胶压裂液, 但均未见到好的增油效果, 压裂年增油量由1991年最高时的7.17×104t下降到2004年的0.07×104t, 单井年增油量由1991年的676t下降到2003年的52t, 平均年下降幅度为7.7%。
2.3 原因分析
油田开发进入中后期, 油层非均质性的影响, 剩余油分布越来越分散, 宏观上剩余油主要分布在注入水未波及到的、或者波及程度比较低的部位;注入水沿高渗层突进加剧, 相反在局部井区, 尤其是一些边部低渗区, 注采井网不完善, 造成平面上的不均衡。留给我们的老井老层, 其改造难度越来越大。随着累积压裂井数的不断增加, 重复压裂选井选层的难度越来越大, 压裂井条件越来越差, 主要表现在:一是二次压裂井中储层物性相对差的井数比例增大;二是二次压裂井中注水受效程度越来越低, 影响压裂效果;三是三、四次压裂井数越来越多, 效果变差;四是区块含水较高, 压裂后含水上升较快, 压裂效果变差。
3 选井选层新标准的提出和应用
3.1 压裂系统论
随着油田开发规模的扩大和深入, 对动态工作的要求也越来越精细, 不能孤立从油藏工程角度看待重复压裂改造技术, 而是要综合采油工程、现场管理等因素, 作为一个系统来分析。实践证明, 压裂工艺技术的发展, 有效地解决了不同开发阶段、不同区块、不同井层地质特点和不同井况条件下的油井挖潜改造问题, 从而为地质与工艺的最佳匹配创造了条件。
3.2 选井选层“十标准”
进入“十一五”以来, 在重复压裂选井、施工过程中, 我们严格遵循“压前培养, 压中监督, 压后保护”的原则, 将重复压裂的作用概括为两点: (1) 、增油挖潜, 提高单井采收率; (2) 、引效治理, 恢复低产井生产能力。在选井选层时, 优先考虑以下条件:有一定的有效厚度, 一般情况下要求连通厚度大于6.0m, 要有3-4个单层有效厚度要大于1.5m;有较高的初期产量;周围注水井连通状况要好, 主要连通层至少有三向连通, 且注水井注水状况良好;各层吸水比较均匀, 周围连通注水井中有注采系统调整井, 转注时间已超过24个月;原则上含水超过35%的井不进行压裂, 但层间动用差异较大的井, 可进行选层压裂;三、四次压裂井优先考虑二次压裂时效果比较明显的油井;选择连通注水井位于主河道, 而油井的各油层因在主河道边部, 或在河间砂, 导致受效比较差的井进行压裂。
在实践中逐渐总结出重复压裂改造选井选层“十标准”, 并加以运用, 取得了良好效果。
(1) 砂体发育好, 储层连成片的井;
(2) 注采关系好, 注水易见效的井;
(3) 剩余储量好, 潜力很落实的井;
(4) 油层能量好, 动静不符合的井;
(5) 两个剖面好, 在有利部位的井;
(6) 邻井反映好, 稳产时间长的井;
(7) 电性参数好, 有潜力特征的井;
(8) 压裂时机好, 经压前培养的井;
(9) 预测潜力好, 普压已失效的井;
(10) 油井现场好, 可实施设计的井。
3.3“十一五”油井重复压裂效果
“十一五”期间, A油田共实施老井重复压裂260口井, 有效井数230口, 措施有效率88.5%。初期平均单井日增油2.4t, 年累积增油69000t, 平均单井年增油300t, 为油田措施增产提供了保障。
4 结论
自压裂技术诞生以来, 因为它实现了: (1) 设置了一条有导流能力的裂缝通道通过了近井地带的伤害区, 绕过了受污染的砂体; (2) 延伸了裂缝通道, 有足够的深度进一步提高产量; (3) 改变了储层内流体运动规律。所以, 重复压裂改造技术已经并且在今后相当长一段时期内还将继续成为提高单井采收率的重要手段之一, 严格选井选层的不懈努力, 油井重复压裂技术会发挥越来越大的作用。
摘要：本文针对A油田不同区块单元储层物性及开发效果差异很大的特点, 结合不同压裂方式, 以区块单元为基础, 分析重复压裂效果好与坏。在“全井厚度与单层厚度结合”、“动态与静态结合”、“历史与现实结合”、“压裂与调整结合”、“地质条件与规模结合”等“五结合”的压裂选井选层原则基础上, 通过单井实例分析, 总结出适于A油田开发现状的新原则、新标准, 为油田的可持续发展提供技术支持。
关键词：重复压裂,选井选层
参考文献
[1]米卡尔.J.埃克诺米地斯等著, 张保平等译.油藏增产措施 (第三版) .石油工业出版社.2002:133[1]米卡尔.J.埃克诺米地斯等著, 张保平等译.油藏增产措施 (第三版) .石油工业出版社.2002:133
[2]王新纯、李彤等注.压裂系统工程.石油工业出版社.2002:40[2]王新纯、李彤等注.压裂系统工程.石油工业出版社.2002:40