压裂效果评价（共7篇）
压裂效果评价 篇1
1 概述
劳山探区位于陕西省甘泉县、宝塔区境内, 构造位置位于鄂尔多斯盆地的一级构造单元陕北斜坡中部, 现今区域构造为一平缓的西倾单斜, 地层倾角小于1°, 千米坡降为7~10m, 内部构造简单, 局部发育差异压实形成的鼻状构造。渗透率主要分布在0.2~2.0×10-3μm2, 储层非均质性较强。所以较多采用压裂方式以达到增产的目的。2012年以来, 劳山探区结合实际, 以科学发展观为统领, 提高勘探开发水平的指导思想, 坚持“加强地质认识、开发工艺技术措施等方面科技创新, 强化技术管理, 实行科学、规范、精细勘探开发、不断提高采收率”的工作思路, 在1月到6月, 我厂累计压裂128口130井次。成功率为98.5%, 其中新井45口45井次, 产油955.46吨。旧井83口85井次, 增油2179.5吨。取得了非常明显的效果。本文对今年来劳山探区的压裂技术优化方案及实施情况分析, 并且对以后的工作给出一些建议, 以促进开采压裂工作的正常进行, 保证油田的正常采出。
1.1压裂施工优化工艺
如图1所示, 以劳山探区万16井长6层为例, 水平样平均渗透率2.01×10-3μm2, 平均孔隙度10.03%;垂直样平均渗透率0.32×10-3μm2, 平均孔隙度9.72%。由此可以得出孔隙度、渗透率纵向变化大, 随着深度的增加, 物性变差, 小层非均质性强。对于孔隙度, 水平样和垂直样基本一直, 没有差异。对于渗透率, 水平样要比垂直样大6.28倍, 对水平裂缝开采不利。针对劳山探区储层情况, 做出了以下几种优化设计:
1.1.1确定最佳支撑缝长
渗透率越高, 优化的支撑裂缝长度越短, 渗透率越低, 优化的支撑裂缝长度越长[1]。因此根据模拟计算结果, 优化的支撑裂缝有效长度在100-150m较好。但需根据不同井的差异, 进一步优化最佳的支撑裂缝长度。
1.1.2确定最大、最小施工排量
施工压力一般不超过35MPa, 由图2可见, 施工排量应该在2.5m3/min以下;由图3可见, 压裂井筒处裂缝的宽度一般应该大于支撑剂颗粒的6倍, 根据裂缝宽度的要求, 建议施工最小排量控制在1.2m3/min为好。
1.1.3加砂程序的优化
如图4所示, 要保证4.5-5.0kg/m2的铺置浓度, 裂缝中的加砂强度应为2.0-3.0m3m, 所对应的平均砂液比应在30-35%左右。
通过分析和计算, 结合劳山探区储层的情况, 把加砂程序优化为:10%-20%-30%-40%-45%-50%, 一共4-6级, 砂比递增级数较多, 最高瞬时砂液比达到50%, 是比较理想的。只要设计合理, 还可以实现55%的瞬时高砂液比, 而不出现砂堵, 从而获得好的支撑剖面。
1.1.4施工排量的优化
优化施工排量为2.0m3/min, 预计井口压力大约15MPa左右。在这样的施工压力和施工排量下, 需要的设备功率为500kw。
1.1.5支撑剂铺置浓度和砂液比的优化
通过反拟合, 当平均砂液比为32%时, 支撑裂缝中的支撑剂铺置浓度大约为5kg/m2, 在这样的铺置浓度下, 支撑裂缝的导流能力稍大于20μm2.c m, 因此, 优化的支撑剂平均砂液比为32%。
2 压裂优化效果分析
我厂压裂优化的主要工作有:
(1) 结合探区的物性状况、产量状况及压裂状况, 优化了压裂施工参数。
(2) 针对我厂地质状况对入井材料及压裂液体系进行了优化。
(3) 针对胍胶压裂液伤害大, 返排困难, 引进了生物酶破胶压裂技术加大压裂液返排程度, 保护油气层。
压裂优化技改挖潜实施两倾斜制度, 向注水区域倾斜, 向地层能量充足、含油富集的区域倾斜, 进而提高措施井增油量, 提高老区开发效果。同时针对低产低效井、停躺井等实际情况, 及时采取有针对性措施, 开展复活和恢复工作, 完善油井产量。
截止目前, 共计实施技改挖潜旧井二次压裂、转向压裂和生物酶破胶压裂三大项83口, 累计増油2179.5吨。平均单井日増油0.39吨。有效率为74%, 总体效果较好。
总体效果均较好, 符合地质条件及改造技术要求, 尤其是生物酶破胶压裂。个别井效果较差, 经过分析主要还是与压投初期油井运转不正常而导致压裂液返排不及时影响增产效果。
3 压裂工作的建议
(1) 继续优化压裂施工参数。要继续分析总结我厂各开发区、各油层物性状况、产量状况及施工工况, 不断优化压裂设计规模、排量、各压裂阶段的工作液量、砂比等施工参数。
(2) 严把入井材料关, 同时不断优化压裂液配制。针对压裂中部分井压裂液交联质量差, 携砂能力差, 吐砂严重, 以及因砂卡停抽或检修导致返排不及时污染储层现象, 同时考虑到目前胍胶成本高, 建议开展清洁压裂液试验, 降低油层伤害。
(3) 继续优化压裂施工工艺, 不断引进和吸收新技术、新工艺。一是继续扩大生物酶破胶压裂技术推广应用, 加大压裂液返排力度, 有效保护油层。二是引进试验不动管柱分层压裂技术, 提高油层的动用程度。
参考文献
[1]张威, 梅冬, 李敏, 张恒发, 杨积斌.裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究[J].大庆石油地质与开发, 2006 (06)
压裂效果评价 篇2
缝内转向压裂工艺技术机理主要是综合考虑岩石力学性质、地应力分布特征和水力压裂裂缝控制技术来完成。岩石的物理性质客观上难以改变, 缝内转向压裂主要是通过在压裂过程中, 加入转向剂, 利用转向剂在裂缝中的桥堵作用, 在地层中已形成的裂缝周围首先产生不能向前、向上、向下扩展或延伸的短期效应, 导致裂缝内压力快速增长, 使入地液量与缝的发展不成比例, 创造有利产生新缝条件, 达到沟通微裂缝、产生新裂缝的目的, 从而沟通“死油区”, 扩大油井泄油面积。
二、缝内转向压裂微裂缝开启条件研究
缝内转向压裂工艺的目的是沟通微裂缝或造新缝, 为了实现这个目的, 就必须从岩石力学角度出发, 找出岩石内某处发生破裂的临界条件。对于微裂缝比较发育的三叠油藏, 要实现微裂缝开启, 缝内净压力值就必须大于天然微裂缝的主应力值。
三、实现缝内转向压裂的地质条件
1. 合水三叠系延长组低渗透储层微裂缝较为发育, 生产动态、室内实验、岩芯观察、水力压裂动态、试井解释、微地震测试等方面均反应合水三叠系油藏具有微裂缝存在, 天然微裂缝的存在大大增加了在人工裂缝内通过缝内转向造成新裂缝的几率。
2. 合水三叠系储层水平地应力差较小, 仅3-7MPa左右;较小的水平应力差可使在较低的缝内净压力情况下产生新裂缝的开启。
四、缝内转向压裂工艺的改进与完善
1. 缝内转向压裂工艺原理
根据理论研究结果, 水力压裂过程中只要缝内净压力提高到一定值, 就能沟通储层微裂缝或产生新缝。为此, 提出特低渗储层缝内桥堵技术。通过排量控制和压裂液选择, 利用屏蔽转向剂在地层中形成一个缝内屏蔽条件, 选择性控制裂缝的延伸, 在压裂施工中有选择的加入不同类型的转向剂和控制剂, 增加人为控制裂缝形态的能力, 以此达到控制造缝的目的和结果。
2. 缝内转向压裂工艺技术研究和应用
(1) 缝内转向剂的选择
缝内转向剂是决定缝内转向压裂工艺是否成功的关键, 依靠缝内转向剂实现裂缝延伸的暂时停止, 达到在裂缝内某一位置实现裂缝转向的目标, 缝内转向剂性能应满足以下条件:
①缝内转向剂能在一定温度下软化, 在一定压力下易变形。即能与老裂缝中的残留固相、压裂液中的支撑剂一起形成理想封堵。
②要求缝内转向剂有良好的粘弹性, 可溶于原油或地层水, 残余在缝中的转向剂易返排, 保证泄油通道畅通。
(2) 缝内转向压裂施工工艺研究
通过在合水油田缝内转向压裂的应用, 认为转向剂规格为1-3mm中低温油溶性缝内转向剂, 用量每米油层15-25Kg可以满足施工和实现缝内转向的目的。
五、现场实施效果
从缝内转向压裂施工曲线可以看出, 在加砂疏通老裂缝后, 加入转向剂, 施工压力又出现一高点, 说明老裂缝被暂时封堵, 继续加砂, 工作压力明显高于加转向剂前的压力, 并有波动, 表明可能有新的裂缝产生。
统计在2012年实施的9口缝内转向压裂井, 加转向剂前的平均工作压力23.5MPa, 加入转向剂后平均工作压力28.8MPa, 平均压力上升5.3MPa, 达到了理论计算工作压力提高2-7MPa后可产生新缝的条件。原计划单井增油188吨, 通过技术参数、工艺优化后实际单井增油326吨, 超出138吨, 投入产出比达到1:5.2。
六、典型井分析 (庄164-60)
该井2009年10月26日射孔压裂后下泵生产, 初期日产液3.49m3, 日产油2.72t, 含水8.4%。2011年6月产量持续下降, 2012年4月份日产液1.45m3, 日产油1.13t, 含水8.5%。2011年1月份测压为13.52MPa, 地层能量充足。分析认为, 该井主要由于近井地带出现堵塞, 导致产量下降, 为恢复单井产能, 决定对该井实施缝内转向压裂。工艺通过在携砂液加入转向剂, 实现层内转向, 压开新裂缝, 扩大油井泄油面积, 提高裂缝导流能力, 有效地延长压后稳产周期, 提高增产效果。压裂后, 液量有明显上升并见油。
借助于转向剂在原裂缝缝口产生桥堵作用, 使缝口产生升压效应, 从而压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝, 扩大油层泄流面积的, 提高采收率。
该井措施后产量明显上升, 该井措施前日产液1.45m3, 日产油1.13t, 含水8.5%, 措施后初期日产液5.65m3, 日产油4.35t, 含水9.5%, 单井日增油3.22t, 累计增油580.88t。
七、认识与建议
缝内转向压裂工艺是合水油田主体应用的增产工艺, 通过参数优化和现场试验达到良好的增产效果, 证明该工艺具有良好的适应性。2012年实施9口井中, 有两口井自喷 (庄162-55、合47-57) , 日增大于2吨的井达6口。缝内转向压裂工艺初步具备了以液体配方、堵剂材料和配套工具为代表的重复压裂技术体系, 具备了推广应用条件, 下步建议继续推广应用。
摘要：合水油田三叠系由于储层物性差, 孔隙度、渗透率低, 油井全部采用压裂投产。开发过程中, 由于注入水与地层水不配伍、高饱和压力、高气油比导致地层结垢、脱气严重, 油层堵塞频繁, 产能下降。缝内转向压裂作为低渗透油藏提高单井产能的一种主要技术手段, 在合水三叠系油藏增产措施中起到了非常重要的作用。常规压裂裂缝闭合后裂缝导流能力小, 泄油半径有限, 油井产量低或措施后产量增幅小。为了提高储层的渗流能力, 增大有效泄流面积, 提高单井产能, 从2010年开始在庄36区长8油藏引进应用缝内转向压裂工艺, 取得了较好的增产效果。
关键词：合水油田,暂堵压裂效果显著
参考文献
[1]吴奇.《井下工程师手册》.石油工业出版社.
压裂效果评价 篇3
试井主要是在试油的基础上, 对具有开采价值的油气层进行进一步的测试, 利用试井测试结果, 可以了解储层连通情况、供气范围、储层能量大小、地层参数, 最终的目的是建立储层动态模型, 对单井长期生产进行预测, 指导油气田开发。
通过对某口油井在某个时期所测得的压力恢复曲线及相关参数分析, 反映出该井当时的地层渗流条件及能量供给情况, 可以作为指导油井压裂选井及判断压裂效果好坏的重要手段。采油井压裂后效果的好坏从生产数据上可以直观表现出来, 日产液量和日产油量大幅度增加, 同时在试井曲线的形态及相关参数上也会发生明显变化。
1 采油井压裂前具有较高的地层压力, 近井地带完善程度低, 这样的井适合压裂
适合压裂的井压裂前双对数曲线有明显驼峰, 半对数曲线呈“S”状, 近井地带完善程度低, 反映该井具有较强的供液能力, 早期有变井储特征, 充分表现出低渗透储层渗透性差的特性, 这种曲线只能提供一个末点压力值, 而中、高渗透井的曲线则能反映出完整的早中晚期段, 从而计算出油田开发需要的渗透率、表皮系数等各种参数, 所以说明近井地带有污染, 地层能量未能充分发挥, 属于高压低渗型。通常压裂前后对比压力-倒数曲线上井储时间明显缩短, 在早期的井储和过渡段后, 呈现出近似双轨道状, 驼峰明显变小, 半对数曲线由“S”形变为“厂”字形, 地层系数、有效渗透率等参数明显增大, 反映出地层渗流条件明显变好。高压低渗型分为污染堵塞型和低渗污染型两种。
1.1 污染堵塞型
污染堵塞型是高压低渗型中最为常见的。它压裂前双对数曲线表现为驼峰较高, 径向流线不明显, 半对数曲线表现为续流段长, 径向流直线段短, 呈“厂”字形;而压裂后双对数曲线表现为驼峰减小, 半对数续流影响时间缩短, 出现径向流直线段的时间提前。所以从试井曲线上可以明显反映出压裂对低渗透近井地带储层物性的改善情况, 从而为下一步措施保护性的方案调整提供依据。
1.2 低渗污染型
低渗污染型压裂前双对数曲线表现为驼峰较高, 径向流线不出现, 半对数曲线表现为续流段长, 径向流直线段短, 呈“S”型;压裂后双对数曲线表现为驼峰减小, 半对数曲线表现为形态由“S”型变为弧线上升型, 效果明显。
2 采油井压裂前具有较高的地层压力, 近井地带完善程度高, 地层渗流条件好, 这样的井不适合压裂
该类井压裂前地层压力较高, 双对数无明显驼峰, 很快出现0.5线, 半对数曲线呈“厂”字形, 表皮系数小, 反映出该井近井地带基本无污染, 地层渗流能力强;压裂后双对数曲线和半对数曲线形态均无明显变化。具备此类型测压曲线特点的采油井压裂后改善程度小, 地层系数、有效渗透率等参数没有变化或变化不明显;增液增油幅度小, 压裂效果差, 为此不适合压裂。
3 地层压力低渗透率低, 不适合直接采取压裂改造
该类井压裂前双对数表现为无明显驼峰, 不出现0.5线, 半对数曲线表现为弧形上升, 反映出地层低压低渗透, 通常该类井压裂后, 压力曲线也无明显变化, 地层系数、有效渗透率等参数也无明显变化;不增液, 不增油, 属于低压低渗。
4 地层压力低, 地层渗流条件好, 这样的井不适合压裂改造
该类井压裂前地层压力较低, 地层渗流条件较好, 但压裂后由于压裂液返排效果差造成地层二次污染, 地层渗流条件进一步变差。压裂前双对数曲线表现为没有驼峰显示或驼峰很小, 较快出现0.5水平线, 径向流直线段明显, 或曲线呈弧线上升型;压裂后双对数曲线和半对数曲线型态均基本没有变化或变化不明显。
5 试井资料在重复压裂井中的应用
油井压裂后压力恢复曲线随着压裂时间延长、地层条件变化, 曲线形态发生相应的变化.。随着压裂选井选层难度加大, 重复压裂比例逐渐升高, 为提高重复压裂井的措施效果, 对重复压裂井的动态变化和压力变化情况进行跟踪分析, 确定再次压裂时机.通过试井资料分析, 压裂效果差是由于压裂工艺与目的层沉积特点不匹配造成的, 于是进行“同层不同规模”压裂。
6 结论
(1) 随着压裂选井选层的难度逐渐加大, 试井资料可以对储层性质、当前的供液能力及油层污染情况进行评价, 因此作为压裂选井选层的辅助手段, 在避免一些低效无效井出现上具有重要指导意义。
(2) 是综合利用压后生产动态资料和试井解释成果资料, 可以开展油井压裂效果评价。试井资料在对压裂效果差井的原因分析上起到重要作用, 可以通过曲线形态特点及试井解释的地层渗流参数值判断裂缝形成与否、对地层的改善程度及是否存在二次污染等, 为进一步改善油井开发效果提供重要依据。
(3) 油井压裂后, 即使连通注水井实施调整、增注等保障措施, 裂缝最长在24个月后也就闭合或没有压开裂缝。在此后, 可以根据油井的生产动态变化情况和试井解释成果进行综合分析, 实施重复压裂, 提高油井产能。
(4) 试井资料的应用是随着试井技术的发展而不断发展的, 在油田不同开发阶段为解决不同时期的开发矛盾而赋予新的应用范畴。
摘要：随着压裂选井选层的难度逐渐加大, 试井资料可以对储层性质、当前的供液能力及油层污染情况进行评价, 因此做为压裂选井选层的辅助手段, 在避免一些低效无效井出现上具有重要指导意义。
关键词：压裂,双对数,半对数,地层压力,渗流条件
参考文献
[1]姚军, 吴明录, 戴卫华, 等.流线数值试井解释模型[J].石油学报, 2006, 27 (3) :96-99[1]姚军, 吴明录, 戴卫华, 等.流线数值试井解释模型[J].石油学报, 2006, 27 (3) :96-99
[2]张望明, 韩大匡, 连淇祥等.多层油藏试井分析.石油勘探与开发, 2001;28 (3) :63-68[2]张望明, 韩大匡, 连淇祥等.多层油藏试井分析.石油勘探与开发, 2001;28 (3) :63-68
[3]刘立明, 陈钦雷.三维两相流数值试井模型[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2003, 27 (6) :42-45[3]刘立明, 陈钦雷.三维两相流数值试井模型[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2003, 27 (6) :42-45
油井压裂效果分析 篇4
1 工艺技术的研究
1.1 分压选压技术的研究
油田中后期的开发, 由于开采难度的增大, 经常是一边注水一边开采。在这样的情况下, 即使在同一开发层系, 也会由于地层间非均质性的不同在渗透率上存在很大差别。因此, 就需要采用压开低渗夹层, 以扩展油田在纵向加深改造程度。在需要对油表面进行改善时, 通常使用胍胶压裂方式及工艺。
1.2 小型测试压裂的研究
对一些老井, 由于其地层的情况复杂, 因此在对其进行压裂过程中, 应加强对其地层的认识, 对于一些即使采用压裂方式也不确定能否被打开的老井, 笔者建议使用小型测试来对使用的压裂方案进行确定, 通过使用小型测式, 可以得到以下结论:
(1) 根据机泵停泵前的瞬时压力进行破裂压力的梯度的确定。
(2) 对管内壁的摩擦阻力进行测量。
(3) 对比和压力进行查看;
(4) 对滤失系数进行确定。
(5) 对油井内温度进行测定以此来确定油井压开缝的高度。
(6) 对套孔外的孔道进行检查等。
1.3 砂比压裂工艺技术的研究
提升裂缝导流的有效途径为高砂比压裂工艺, 通过多年的实践, 我对高砂比压裂工艺情况有了详细的了解, 下面就高砂比压裂的优点进行仔细介绍:
(1) 无论是纵向还是水平方位都可以使得裂缝得到最大量的填充效果。
(2) 在实际使用中, 对支撑沙面及裂缝面的污染情况小。
(3) 对实际中压裂工艺的使用过程, 能很好地对缝高进行有效控制。
(4) 能很好减低成本, 能降低施工中的用液量, 减少投入, 达到了多产出的效果。采用高砂比压裂工艺技术使得裂缝的导流能力得到了极大提升, 基本上实现了预期效果。
1.4 强化破胶及快速返排技术的研究
为了减轻压裂工艺对地层的损害, 通常在进行压裂过程中, 使用复合破胶剂, 来减弱伤害效果。具体做法是:在前置液中加入胶囊式破胶剂, 而在携砂液中加入普通破胶剂。实施分段进行破胶的方式, 逐次增加破胶剂的使用次数及使用量, 这样, 很大程度上缩短了压裂时间, 有效减轻了对地层的破坏。
2 影响油层压裂效果的因素分析
河南安棚区块属于低渗透性油藏, 在对其地质进行勘测过程中, 发现其呈现断层岩性, 由于受到沉积条件的制约, 油田上储层砂体很不稳定, 且含油砂体也呈现断续状态。多以透镜状及断续带状分布。因此, 储层的孔隙很细小, 且渗流阻力很大。加之在油层中存在一定的裂缝。在2008年的12月, 就已经采用正方形井网及反九点法进行同步注水开采, 并对一些新井也进行了压裂工艺的开采。由于安棚区油层地层的非均质性很严重, 即使在注水开采的情况下, 效率依然很低, 地层能量也无法得到较好的补充, 使得油田产量很低。为了使得动用程度得到提升, 一直以来, 安鹏区块一直使用压裂工艺进行油田开采。笔者经过大量研究, 对实行压裂工艺的油井的使用效果进行了分析。在对2号成功使用压裂工艺的井口进行效果比对时, 得出以下结论, 通过选用压裂工艺, 其每平方米压裂砂岩在其厚度上有着一定的差异。通过对两批次压裂效果进行分析, 对其影响因素进行探讨。
2.1 储层裂缝对压裂的影响
油田储层的人工裂缝及天然裂缝发育良好, 在经注水后裂缝打开, 注入的水量通过各种裂缝而进入地层, 使得油井见水快, 见效快。压裂后注水, 由于水的窜流, 完成了地下裂缝与压裂裂缝之间的沟通, 使得油井注水快, 见效快, 容易形成水淹现象。
2.2 地层压力对压裂的影响
油田在开发过程中, 要时刻注意地层的压力情况, 作为油田开发过程的重要因素, 不仅影响着油田的压力, 也影响着压裂的作用。如果地层压力过低, 就会直接影响压裂效果, 即使在使用初期有一定效果, 但也会随着地层压力的降低而使得产量递减速度加大, 无法形成稳产局面, 使得投保率降低。如果地层有持续一定压力, 且足够保证油层的供液能力, 也会使得压裂效果得到提升。可见, 由于地层压力的存在, 对油井的生产能力起到了一定限制作用, 降低了压裂成效。如果油层的压力很低, 使得压裂层没有了后补能力来源, 使得压裂有效期缩短, 也会使得增油量减少。
2.3 压裂油层的油水井注采关系
对压裂效果产生影响的因素除了地质的原因, 也有在开发过程中的各种原因。油田在开发后期, 由于注水量增大, 即使使用压裂工艺, 对其效果也要通过注水的作用来体现的。如果油井的注采情况良好, 不仅有助于增产也有助于长时间稳产。
2.4 压裂液对油层的影响
由于压裂液的注入, 使得储层的平衡条件得到改变。会使储层渗透率降低, 从而对储层造成伤害。
(1) 压裂液产生的伤害。压裂液通过很高的压力被压入地层, 并与地层中的介质以及流体等发生化学反应, 使得储层结构发生改变, 从而降低地层的渗透率, 阻碍了流体的排出, 因而形成了排液困难。
(2) 残叶的固相形态引起地层的渗透率下降。压裂液在破裂后会在地层中存在一些固态的颗粒, 其主要是一些不融水的物质以及一些杂质, 它在裂缝表面形成一定的薄膜, 且具有一定弹性, 可以对地层的缝隙进行封堵, 以强化面膜的厚度, 使得地层的渗透率降低, 使得压裂液无法返排。
(3) 压裂液产生的胶质成分可以对孔道造成封堵作用。由于压裂液被强行注入地层, 改变了地层的压力以及温度, 使得一些石蜡等杂质堵塞了孔道, 降低了渗透率, 形成了对地层的伤害。
3 结论
压裂工艺作为油层改造的重要举措, 河南安鹏区块在进行压裂工艺时, 对油层的各种情况进行了具体分析, 包括油层的厚度、连通性以及物性等条件。再进行压裂选择时, 选择了没经过压裂的井进行试验, 取得了较好效果。通过对取得的效果进行分析, 结合油层的地质情况、地层压力、开发因素等, 将油井的发育条件作为选择的必要条件。对一些注水好的油井, 对一些低渗透油井在压力恢复时, 采取压裂改造, 是保证稳产高产的有效手段。
参考文献
奈曼油田压裂产能评价 篇5
奈曼油田2006年投入开发, 以新井压裂投产、老井压裂增产方式保证油田稳产, 压裂措施对奈曼油田的增产稳产做出重要贡献。
因此, 为更好地提高压裂措施有效率和成功率, 选井选层和进行压裂效果评价就显得尤为重要。
以往对该区选井选层和产能评价研究仅局限于理论研究, 奈曼油田经过几年的开采实践, 本次研究就通过系统地分析2006-2015年实施的171井次的压裂效果, 初步确定了奈曼油田主力产层, 该项工作不仅是对理论研究的验证, 为其提供基础数据支持, 更为今后奈曼油田压裂的选井选层工作提供了宝贵经验。
1 油田基本概况
1.1 油藏地质特征
奈曼油田位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内, 奈曼旗凹陷是开鲁盆地西南侧一个次级负向构造单元, 凹陷走向NE向, 勘探面积800km2。受区内北北东向断裂控制, 分为三个二级构造带, 即东部缓坡带、中央洼陷带、西部断阶带, 中央洼陷带是目前油气勘探主要地带, 主要含油目的层九佛堂组[1]。油藏地质特征主要表现为储层岩性差异大、物性差, 油层连通性差、强水敏性, 原油粘度大, 属低孔、低渗-超低渗储层[1]。
1.2 油层分布特征
九上段油层分为四个油组, 九上Ⅰ、九上Ⅱ、九上Ⅲ、九上Ⅳ, 有单层层数多、单层厚度薄的特点。研究表明, 平面上, 油层分布受构造和岩性双重控制, 构造高部位油层发育, 低部位油层减薄, 以断背斜-断鼻圈闭为主要油气聚集区[2]。纵向上, 油层主要集中在Ⅰ、Ⅲ油层组, 油层发育厚度大;Ⅱ油组相对发育较差, 油层厚度薄, 以差油层为主, Ⅳ油组只在构造高部发育[2]。
九下段油层分为三个油组, 九下Ⅰ、九下Ⅱ、九下Ⅲ, 油层呈层状分布, 单层有效厚度薄。研究表明, 含油层位的油层在平面上大部分能迭加连片, 且油层分布受构造和储层发育程度双重控制[2]。
2 压裂产能效果分析与评价
2.1 措施生产情况
统计了自2006年奈曼油田投产以来171井次压裂措施生产情况。本次统计油井均位于奈1块和奈3块中部, 大部分油井有对应注水井, 且同步注水。
九上段共统计56井次, 大部分油井压裂时间在2006-2008年, 压裂缝长主要在80-110m。九上Ⅰ16井次, 平均单井日产油量1.34t, 生产周期962天, 累计产油1289.08t;九上Ⅱ11井次, 平均单井日产油量1.12t, 生产周期993天, 累计产油1112.16t;九上Ⅲ29井次, 平均单井日产油1.9t, 生产周期1536天, 累计产油2918.4t。可见, 九上Ⅲ开发效果较好。
九下段共统计115井次, 油井压裂时间集中在2008-2015年, 2008至今缝长优化在40-70m。九下Ⅰ42井次, 平均单井日产油量2.54t, 生产周期746天, 累计产油1894.84t;九下Ⅱ51井次, 平均单井日产油量3.47t, 生产周期1138天, 累计产油3947.59t;九下Ⅲ22井次, 平均单井日产油量2.3t, 生产周期624天, 累计产油1435.2t。可见, 九下Ⅱ开发效果明显好于九下Ⅰ和九下Ⅲ。
2.2 测井解释分析
本次统计的压裂措施井, 得出测井解释结果见表1。从测井解释情况看, 九上Ⅰ和九上Ⅲ单井控制油层、差油层较厚, 物性条件相似, 得出的结论与以往的理论研究一致[2]。再结合实际生产情况, 可见九上段主力产层为九上Ⅰ和九上Ⅲ, 九上Ⅲ开发效果好于九上Ⅰ。九下Ⅰ和九下Ⅱ单井控制油层、差油层较厚, 九下Ⅱ油层渗透率明显高于九下Ⅰ和九下Ⅲ油层。结合生产情况, 得出九下段主力产层为九下Ⅰ和九下Ⅱ, 九下Ⅱ开发效果好于九下Ⅰ。
2.3 现场施工参数分析
根据压裂施工厚度不同, 施工厚度与液量、砂量、排量总体成正比关系。九上段九上Ⅰ和九上Ⅲ加砂量、压裂液量高于九上Ⅱ, 九上段各油组破裂泵压、停泵压力、放喷压力相近。九下段九下Ⅰ和九下Ⅱ加砂量、压裂液量高于九下Ⅲ, 九下Ⅰ和九下Ⅱ的破裂泵压、停泵压力、放喷压力相近, 且均低于九下Ⅲ。现场压裂施工参数进一步佐证这一结论:九上段的九上Ⅰ和九上Ⅲ, 以及九下段的九下Ⅰ和九下Ⅱ, 具有相对较好的地层物性和较优的产能。统计结果见表2。
3 结论
通过对奈曼油田2006-2015年压裂措施产量、地质测井解释、砂体展布形态及现场施工参数等方面的研究, 得出奈曼油田九上段和九下段的主力产层。对该区产能有了进一步认识。
①影响产能主要因素。总结奈曼油田历年来压裂效果, 压裂后产能情况主要因素取决于储能情况。通过对试采井产能分析, 认为油井的产能还受有效厚度、储层物性、原油物性、压裂规模等因素的综合影响。
②平面上产能分布。统计奈曼区块压裂措施的产量数据表明, 平面上, 奈1块中部和奈3块中部产量较高, 在同一断块内, 沉积相带较好、油层厚度较大油井, 产量相对较高。
③纵向上产能分布。九上段主力产层为九上Ⅰ和九上Ⅲ, 九上Ⅲ开发效果好于九上Ⅰ;九下段主力产层为九下Ⅰ和九下Ⅱ, 九下Ⅱ开发效果好于九下Ⅰ。九上段各油组压裂施工参数相似, 九上Ⅲ平均厚度最大, 从压裂后生产情况看, 九上Ⅲ产能最高。九下段各油组压裂施工参数略有不同, 九下Ⅱ平均厚度最大, 从压裂后生产情况看, 九下Ⅱ产能最高。
摘要：奈曼油田是辽河外围开鲁盆地西南侧一个低孔低渗透油藏, 具有渗透性差、油层分散、单井自然产能低等特点, 压裂工艺措施对该区块的增产稳产起到了重要作用。通过细致统计奈曼油田2006-2015年实施的171井次压裂油井生产情况, 并结合单井地质测井解释和现场施工参数, 对奈曼油田进行压裂效果评价, 初步确定了奈曼油田主力产层, 即九下段开发效果好于九上段, 九上段主力产层为九上Ⅰ和九上Ⅲ, 九上Ⅲ开发效果好于九上Ⅰ;九下段主力产层为九下Ⅰ和九下Ⅱ, 九下Ⅱ开发效果好于九下Ⅰ。该项工作进一步加深了对该区块的认识, 对今后奈曼油田的有效开发具有重要指导意义。
关键词：奈曼油田,压裂效果,产能评价,测井解释,施工参数
参考文献
[1]赵绘青.奈曼油田优化注水提高开发效果[J].中国高新技术企业, 2013 (23) :81-82.
压裂效果评价 篇6
1 体积压裂作用机理及适用条件
1.1 体积压裂作用机理
体积压裂是通过高排量、大液量、低粘度液体压裂的方式对储层实施改造, 在形成一条或者多条主裂缝的同时使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移, 实现对天然裂缝、岩石层理的沟通, 以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝, 并在次生利润分配上继续分支形成二级次生裂缝, 以此类推, 形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网格, 从而将可以进行渗流的有效储集体“打碎”, 实现长、宽、高三维方向的全面改造, 使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大, 使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短, 能极大地提高储层整体渗透率, 实现对储层在三维空间的立体改造。
1.2 适用条件
(1) 地质条件。 (1) 区块地层物性具备混合水压裂实施条件:油层展布稳定, 平均有效厚度15.0m以上, 天然微裂缝较发育, 岩石脆性指数较高 (大于40%) , 现有水平两向应力差小于储隔层应力差。 (2) 注采井网完善, 地层压力保持水平较高 (85-120%) , 井组内油井未见注入水或见水程度低, 井组剩余油富集, 采出程度低于20%。 (3) 对应注水井未采取过压裂措施, 实施井裂缝性水淹可能性较小。 (4) 油水关系相对简单, 多层 (多段) 开发井无明显单层注入水突进现象。
(2) 井筒条件。 (1) 全井套管完好, 无破损、变形、错断、穿孔等, 能够满足混合水压裂施工时全井套管承受内压力的要求。 (2) 油层上下50m固井质量良好, 钻井及前期试油过程中未发生过井漏、卡钻事故。 (3) 井筒畅通, 无井下落物等。
(3) 井场条件。 (1) 井场大小必须满足大规模压裂的施工条件, 能容纳压裂施工所需储罐和10~15台大型车辆、设备的摆放。 (2) 井场道路畅通, 外协条件良好, 能够保证施工期间大型车辆的正常通行。
2 体积压裂效果对比分析
2.1 体积压裂措施推广初期应用效果
2012年在姬塬油田姬15和铁边城长8区试油性开展混合水体积压裂措施, 通过措施跟踪对比, 措施效果较差, 措施后液量下降快, 措施有效期有待提高。
在现状调查的基础上, 通过地质条件、工艺技术、井筒条件、现场组织等方面进行原因分析:
(1) 地质方面:部分措施井注采井组不完善, 地层压力保持水平低, 井组内个别油井出现水淹, 采出程度高于20%;
(2) 工艺方面:边角井施工参数选用不当, 压裂规模不合理, 入井液液体体系不配套;
(3) 井筒方面:部分井存在全井套管破损、变形、穿孔等问题, 或油层上下50m固井质量不合格, 钻井、试油过程中发生过井漏、卡钻等事故;
(4) 施工过程:未严格按照设计要求程序施工, 支撑剂、施工水质、入井液不符合设计要求、不达标。
2.2 目前体积压裂措施效果
按照“分类管理、示范引领、注重过程、确保效果”的工作思路, 制定对策, 建立“体积压裂”试验区, 以井组、井区为单元, 按照“潜力区、培养区、实施区”的方向, 立足油藏工程研究, 通过优化体积压裂选井标准, 精细工艺施工参数, 优化组织管理模式, 完善技术管理思路, 不断提高混合水体积压裂措施效果。通过分析目前实施的25口井体积压裂措施效果, 措施有效率92%, 措施后平均单井日增油3.08t。
3 主要做法
3.1 根据不同区块特征, 优化选井原则
在前期试验基础上, 初步形成了以地层压力、井网特征、储层物性、水驱规律等为基础的八项因素选井标准。同时充分结合“井网特征、储层物性、水驱规律及剩余油分布”, 对单井选井选层条件不断改进完善, 重点针对措施后含水上升、提液幅度不大的井进行分析, 并初步形成了单井选井标准。
3.2 结合“井网、储层、水线及剩余油分布”, 制定合理工艺参数
充分考虑储层油水关系、剩余油分布特征, 按照扩大试验、培育推广两个层次、区别边井和角井进行压裂参数优化。
(1) 边井施工参数设计:针对最小主应力方向上天然微裂缝不发育、侧向剩余油富集的特点, 按照“三大一低”技术思路, 实施大砂量、大液量、大排量、低砂比压裂, 提高裂缝复杂程度。
(2) 角井施工参数设计:针对最大主应力方向上天然微裂缝发育, 水驱前缘易突进, 主向井水淹风险大的特点, 按照“一大两控一低”技术思路, 实施大排量、控制砂量及液量、低砂比压裂, 提高裂缝复杂程度的同时控制缝长, 延长见水周期。
(3) 生产过程中含水上升较快的井:适当控制压裂规模, 对综合含水大于30%的油井, 应适当控制缝长, 延伸缝高, 复压时以大排量、低砂量为主。若对应注水井累计注水量过大, 应及时调整配注, 采取温和注水。
(4) 混合水压裂加砂规模应结合区块投产压裂、重复压裂加砂规模合理确定。
3.3 依据合理流压, 优化工作制度, 确保措施后长期稳产
一是以合理流压为指导, 排液结束后优化工作制度, 保持增产有效期;
二是结合已实施井效果, 注重对周边注水井的注水调整, 同时对效果好的区域, 加大测压范围, 为下步选井提供依据。
4 结语
(1) 混合水体积压裂措施可有效提高油井单井产量, 但选井标准不同、施工参数不同, 效果不同。 (2) 混合水体积压裂选井时对油层厚度、遮挡条件、储隔层应力差、压力保持水平、两向应力差、储层脆性指数、天然裂缝均有较高要求。 (3) 混合水体积压裂时应根据边井、角井选用不同施工参数。 (4) 油井混合水体积压裂后合理控制流压, 优化工作制度, 可延长措施有效期。
参考文献
[1]李宪文, 张矿生, 樊凤玲, 唐梅荣, 卜向前, 王文雄, 李向平.鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2O13.3 (142.35-3) .
压裂效果评价 篇7
关键词：特低渗透,油田,压裂参数设计
1 压裂参数资料分析与压裂效果
为了分析压裂效果, 本文主要选择该油田生产长61和长62砂组的压裂资料, 确定压裂参数以及油层物性对油井产能的影响。
1.1 储层物性
统计该油田150口井资料可以看出单井日产能力与单井的有效厚度和地层系数 (kh值) 关系, 从这些资料中可以得到油井的初期产能 (Q0) 与油层的有效厚度 (h) 的关系为:
相关系数R=0.8525
其中:Q0——油井初期日产能力
h——油层有效厚度
同时, 对150口井的初期产能与储层的地层系数的关系分析表明, 初期产能与地层系数的正相关关系也十分明显, 地层系数较大的油井投产初期产能较高, 而地层系数小的油井投产初期产能较低。
1.2 射开程度
统计150口井的压裂资料射开程度一般在23.47-75%, 平均49.96%, 从现有资料看射开程度和单井产能之间没有显著的关系。但根据国内外低渗透油田的开发经验, 低渗透渥层打开程度为1/2-1/3较好, 对储层特别致密低渗且含油饱和度低的油层, 应适当加大射开程度。
1.3 压裂方式
双河油田采用的压裂方式主要有投球分压和合层压裂, 合层压裂具有工艺技术简单, 改造针对性强等特点, 对油层厚度大, 层间差异不突出的井, 压裂效果明显;投球压裂适应层间差异大, 下工具分层困难、井斜大的井。从实际资料来看, 投球压裂施工时施工泵压变化不大, 且大部分井两层的破压变化也不大, 甚至第二层的破压压力低于第一层的破裂压力, 统计95口分层压裂井的破裂压力, 只有13口井的二次破裂压力上升, 42口井第二段破压明显低于第一段, 因此, 对能下工具分层的井应尽量下工具分层压裂或填砂压裂。
2 压裂参数设计
双河油田目的层为长6, 该层存在多个小层, 需要改造的小层主要为长61, 长62, 两个小层之间多存在隔层, 隔层较厚的井水力压裂时需进行分层改造。双河油田开发采用250×250m正方形反九点井网, 压裂裂缝穿透比控制在50～70%, 无因次裂缝导流能力为3～10之间, 其中角井裂缝穿透比60%左右, 防止注入水沿裂缝突进, 边井裂缝穿透比70～80%, 增大裂缝共有面积。按照地层综合滤失系数范围, 按支撑裂缝半长与造缝半长之比在85～90%确定前置液量百分比在15～25%之间。根据排量对裂缝高度影响的模拟分析, 确定施工排量合压井1.5～2.4m3/m i n, 分压井1.2～2.2m3/m i n。要求裂缝无因次导流能力大于3, 相应的裂缝导流能力大于27μm2.cm, 裂缝内铺砂浓度达到5.0～6.0Kg/m2, 相应平均砂比在30～40%之.间, 加砂量规模在25～45m3, 综合推荐双河油田长6层压裂改造参数。
2.1 压裂液添加剂优选
在对储层地质特征、流体性质和储层敏感性分析研究的基进行了分析研究, 采用真实砂岩模型从微观机理上进行压裂液对储层的伤害实验分析研究, 目的是为了评价压裂液滤液对储层的伤害程度以及各添加剂发挥作用程度。
2.2 稠化剂的筛选
为了满足该区块压裂改造规模较大的要求, 压裂液基液粘度较高, 进入储层液量也较大, 相应入地残渣也会增多, 这就要求压裂液残渣少, 减少对裂缝导流能力的影响;在施工过程中, 压裂液残渣粒径不能因高压挤入作用进行储层。室内对稠化剂的最终优选结果可以看出长庆井下化工厂生产的羟丙基一级胍胶残渣含量比较小, 各项标准超过了部颁一级品标准, 结合多年该胍胶在现场使用的情况, 该胍胶基本上能满足压裂施工的要求.
2.3 破乳剂优选
压裂液滤液进入储层后, 由于油水两相作用, 且加之原油中有天然的乳化剂如胶质、沥青质、蜡, 易形成油水乳化液, 乳化液粘度较大, 通过毛孔与喉道时流动阻力增大, 易产生贾敏效应, 造成堵塞, 增加了返排阻力, 因此在压裂液中加入一定量的破乳剂, 在最大程度上防止乳状液的形成.
2.4 助排剂的优选
同蒸馏水相比CF-5B、D-60大幅度降低油水表面张力, 但D-60的界面张力比CF-5B高, 为了在尽可能降低油水界面张力, 降低残液流动阻力, 提高残液返排率, 降低压裂液对储层的伤害, 选用CF-5B作为该区块的助排剂。
2.5 杀菌剂的筛选
加剂之间的配伍性, 杀菌剂选用与助排剂离子类型相同的COG-285。
3 结论与建议
根据以上对双河油田压裂资料的分析, 可以得出以下结论, 并对类似双河油田这类特低渗油田的压裂提出以下几点建议:
(1) 压裂方式的选择应视单井的地质情况而定, 有效隔层小于8m且上下物性差异不大的井应尽量采用合层压裂, 简化压裂工艺;对有效夹层大于8m且上下物性差异大的井, 应尽量采用下工具分层压裂的方式。
(2) 对压裂规模和强度应结合注采井网进行全面的论证, 既要有效地改造油层, 又要避免对今后注水产生不良影响, 一般缝长不应超过井距的1/3, 缝高不应超过油层的有效厚度。
(3) 双河油田长6油层合理的压裂排量为1.7-2.25 m3/m i n, 对渗透率大于1×10-3μm2的地层, 加砂强度最大可达1.7 m3/m, 渗透率小于1×10-3μm2的地层, 加砂强度可适当增大。
(4) 油层打开程度与油井日产能力没有明显的相关关系, 但对特低渗油田, 油层打开程度以油层厚度的1/3较好, 对储层致密的低渗和含油饱和度低的油层, 应适当加大射开程度。
参考文献
[1]王鸿勋, 张琪等.采油工艺原理.北京:石油工出版社, 1989.7
[2]康得泉.周春虎等油藏增产措施 (译) 北京:石油工出版社1991.6