低渗透油田压裂技术

低渗透油田压裂技术（通用10篇）

低渗透油田压裂技术 篇1

前言

目前, 世界范围内低渗透油田资源十分丰富, 分布非常广泛。随着能源需求的日益增加和勘探技术的不断发展, 低渗透油田所起的作用、所占的比重将越来越大。

低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低, 一般需要进行增产改造才能维持正常生产。储层改造可以解除、弱化钻井、完井及生产作业造成的伤害, 但改造措施本身也可能造成储层伤害。如何减小储层伤害, 提高低渗透油田开发效果, 是增产改造技术的重要发展方向。

1 压裂的概念

所谓压裂就是利用水力作用, 使油层形成裂缝的一种方法, 又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车, 把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层, 当把油层压出许多裂缝后, 加入支撑剂 (如石英砂等) 充填进裂缝, 提高油层的渗透能力, 以增加注水量 (注水井) 或产油量 (油井) 。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。

2 压裂改造技术分析

压裂改造技术是低渗透油田试油配套技术的核心组成部分, 也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术, 在低渗、特低渗油田的开发中具有极其重要地位。

2.1 开发压裂技术

低渗透油藏开发压裂技术是在整体优化压裂基础上进一步拓展形成的。它以油藏工程与水力压裂力学为基础, 以油藏数值模拟与压裂裂缝模拟为基本手段, 针对油藏特征进行地质建模与水力裂缝建模, 在开发方案编制初期就考虑就地应力方位与水力裂缝的匹配关系, 优化组合开发井网与水力裂缝系统, 提出低渗透油田获得最佳开发效果的井网部署、水力裂缝系统设置及实现水力压裂的实施方案。开发压裂技术集成了近期国内外水力压裂与油藏工程发展的重要研究成果, 为低渗透油藏的储量动用与经济高效开发提供了新的途径和手段。

2.2 整体优化压裂技术

低渗透油藏整体优化压裂技术是在单井优化压裂设计技术的基础上, 融合系统工程及最优化理论而提出的。它把整个油藏 (区块) 作为一个研究单元, 以其获得最佳的开发效果为目标, 在对油藏各参数进行覆盖研究的基础上, 考虑既定井网条件下不同裂缝长度、导流能力对油井产量、油藏开发动态、采收率和经济效益的影响, 从中优化出最佳的裂缝尺寸和导流能力, 并进行现场实施与评估研究, 以不断完善整体优化压裂方案。整体优化压裂技术研究的内容包括:室内试验、裂缝模拟、油藏数值模拟、试井分析、现场测试、质量控制和现场实施与监测等。

目前, 整体优化压裂技术已成为低渗透油田一项比较成熟的压裂工艺技术, 在国内外油田得到推广应用。

2.3 低伤害压裂技术

低伤害压裂技术是近年来随低伤害或无伤害压裂材料的发展而建立起来的压裂工艺集成技术, 在低渗透油田的增产改造中应用非常广泛。低伤害压裂技术的实质就是从压裂设计、压裂施工, 到压后管理等各环节, 采取措施最大限度地减小支撑裂缝、储层的伤害, 获得最优化的支撑缝长和裂缝导流能力。它的核心内容是低伤害或无伤害的压裂材料、压裂液体系的开发。其技术要点有: (1) 储层伤害和裂缝伤害的定量模拟和实验技术; (2) 低伤害或无伤害压裂液技术, 如低稠化剂浓度压裂液、低分子量压裂液、清洁压裂液、CO2泡沫压裂液等; (3) 工艺优化技术, 如支撑剂分布优化技术 (如前置液量优化、顶替液量优化、压后返排策略优化等) 、压裂液分段破胶优化技术等。目前应用较为成熟的低伤害压裂技术有:液氮助排压裂技术;清洁压裂液压裂技术;CO2泡沫压裂技术;清水压裂技术;低稠化剂浓度压裂技术等。

2.4 重复压裂技术

水力压裂技术是低渗透油藏改造的主要措施, 但经过水力压裂后的油气井, 在生产过程中由于种种原因可能导致水力裂缝失效。对这类油井很自然就会采取重复压裂措施以保证油藏稳产增产、提高油田采收率。国内外常用的重复压裂技术有: (1) 疏通、延伸原有裂缝。采用加大压裂规模继续延伸原有裂缝, 或者提高砂量以增加裂缝导流能力。这是目前最通常的重复压裂概念。为了获得较长的增产有效期, 必须优化设计重复压裂规模 (液量、砂量) 。 (2) 堵老缝压新缝。采用一种封堵剂有选择性地进入并有效封堵原有压裂裂缝和射孔孔眼, 再在新孔眼中进行压裂开新缝或部分封堵老裂缝, 在老裂缝缝面再开新裂缝, 从而为侧向油储量提供通道。重复压裂技术经过50多年的发展, 在储层评估、选井选层新技术、压裂液、压裂井动态预测、重复压裂裂缝转向机理、重复压裂优化设计与工艺技术研究、裂缝诊断与效果评价等方面均取得了飞速的发展。特别是最近二十年来, 随着压裂技术的不断发展, 重复压裂技术在选井选层、裂缝转向、定向射孔、转向条件下的油藏模拟技术方面有了进一步的完善和发展, 重复压裂的单项技术有了很大进展, 已成为老油田综合治理、控水稳油的关键改造技术。

2.5 高能气体压裂技术

高能气体压裂通过推进剂爆燃或化学燃烧, 产生高速、高压气体脉冲, 由炮眼作用于地层岩石上, 压开多条不受地应力控制的辐射状径向裂缝。高能气体压裂不仅穿透近井地带污染区, 使油层导流能力大大提高, 而且增加了沟通天然裂缝的机会。另外, 高能气体压裂产生的压力高于静态破裂压力, 超出岩层的屈服极限而产生一些不可恢复的塑性变形, 这种塑性变形使裂缝在闭合后能保持一定的残余缝宽。同时, 高能气体压裂破坏裂缝表面的晶粒结构, 形成部分岩石碎屑, 这些碎屑在裂缝中起到支撑作用。高能气体压裂过程中火药燃烧释放出大量的热能将井内液体汽化, 通过炮眼将热量传递给地层, 使其温度升高, 有效地清除井筒附近结蜡及沥青胶质堵塞。同时, 高能气体压裂动态过程中, 压力变化是脉冲式的逐渐衰减过程, 在井筒附近形成较强的水力冲击波, 对油层的机械杂质堵塞起到一定的解堵作用。因此, 通过高能气体压裂, 可提高低渗透油层的导流能力, 解除近井地带污染, 达到增产、增注的目的。高能气体压裂技术无需大型压裂设备、压裂液及支撑剂, 具有施工作业方便快速、对地层伤害小 (甚至无伤害) 、作业费用低等优点, 适用于:天然裂缝发育的油层;污染或堵塞严重的油层;坚硬致密的油层;水敏、酸敏及碳酸盐岩油层;其他增产措施的预处理及综合压裂;有些井隔层太薄, 担心水力压裂压窜, 可采用高能气体压裂。高能气体压裂技术在低渗透油藏增产改造中发挥出一定的作用, 但由于压裂作业时峰值压力高, 易造成套管损坏等问题, 目前大规模推广应用受到限制。

3 压裂技术的发展趋势

目前, 世界上应用比较多、比较先进的压裂工艺有重复压裂、分层压裂、复合压裂和二氧化碳泡沫压裂。近10来年, 各国油田对水平井压裂技术在投入了很大研发精力后取得了进展, 压裂技术向水平井发展是一个趋势, 而水平井压裂对软件的设计要求则更为精确。

根据各个油层地质性质和力学性质的不同, 应用Notel-Smith曲线形成压裂压力解释的模式, 就可以对多层的压裂描述得更准确, 建立起全三维模型。有了这样一个更复杂、更精确的工具软件, 就可以对压裂难度很大的井, 特别是水平井进行压裂设计优化, 能更好地指导压裂施工, 并提高压裂成功率。

压裂不仅仅是提高产量的技术手段, 它还是提高石油采收率的一个重要措施。世界上很多油田从开发设计时, 将压裂作为一种更好的油田开发和采油手段。压裂技术正在逐步使油田开发走向一个新的阶段。

摘要：低渗透油气藏在油田勘探开发中的地位越来越重要, 压裂是这些油气藏开发的主导技术。可以说, 压裂技术是高效开发低渗透油气藏的利剑。对于低渗透油气藏, 没有压裂技术就没有储量, 没有压裂技术也就没有产量。本文对低渗透油田压裂技术及未来发展趋势进行了探讨。

关键词：低渗透油田,压裂技术,发展趋势

参考文献

[1]朱秀峰, 侯维前.低渗透薄互层限流压裂工艺技术[J].2007.

[2]吉德利, 水力压裂技术新发展[M].石油工业出版社, 1995.

[3]李阳等.低渗透油藏压裂液的研制及应用[J].特种油气藏, 2006年01期.

低渗透油田压裂技术 篇2

新立油田低渗透油层裂缝测井识别方法

裂缝的测井识别技术一直是油藏工作者研究的重点,目前应用一些新技术可以有效地识别解决,但是受资料数量限制,无法规模应用.在对大量现场测井、录井、生产动态资料、油藏监测资料分析研究基础上,重点对裂缝在电阻率测井、声波测井、地层倾角测井等的测井响应特征,进行了系统分析研究,通过选择反映裂缝特征敏感性的测井参数,应用图版法、判别分析法、神经网络法对裂缝进行定量识别研究,并以图版法为例进行说明.根据测井响应特征研究和图版交会法所确定的标准,对现场实际数据进行判别分析,确定了适合的`测井识别方法.裂缝测井识别方法的研究,对今后储层改造方案和注水开发方案的制定具有重要指导意义.

作 者：吴琼 林冬萍 于春燕 赵翠萍 韩玲 WU Qiong LIN Dong-ping YU Chun-yan ZHAO Cui-ping HAN Ling 作者单位：吉林油田分公司,新立采油厂,吉林,松原,131109刊 名：大庆石油地质与开发 ISTIC PKU英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY & OILFIELD DEVELOPMENT IN DAQING年，卷(期)：26(2)分类号：P631.8关键词：低渗透 裂缝 测井识别 方法 新立油田

浅析低渗透油藏整体压裂采油设计 篇3

文献标识码：B文章编号：1008-925X(2012)07-0095-02

摘要:

在低渗透油田的开发过程中，压裂技术成为低渗透油气田开采的主导工艺，在设计思想上也由单井增产措施的优化向区块压裂方案的优化、整体改造开发方案的优化发展。本文就整体压裂的基本特征和设计原则，谈谈整体压裂采油技术的设计内容和方法。

关键词:低渗透；整体压裂；优化设计

随着我国石油勘探和开发程度的深入，低渗透油田储量所占比例愈来愈大。低渗透油田的高效开发对迎接石油工业面临着严峻的挑战、缓解石油供需矛盾有着重要的作用。在低渗透油田开发方面，相当多的油井采不出、注入井注不进，形成低产低效的半瘫痪状态。同时相当多的低渗透油田储量仍然难以动用。油藏整体压裂的工作对象是从全油藏出发，就是将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得好的开发效果和效益。

1整体压裂采油技术概述

与单井压裂比较，油藏整体压裂具有如下特征：它立足于油藏地质、开发现状与开发要求，从宏观上对全油藏压裂作出规划部署，用来指导规范每一单井压裂的优化设计与现场施工；它以获得全油藏最大的开发与经济效益为目标，强调水力裂縫必须与注采井网达到最佳的匹配关系，在注水开发条件下提高全油藏的最终采收率。它是一项系统工程。需由多学科的渗透融合并与工程上各项配套技术进步相辅相成。它由研究、设计、实施与评价四个主要环节组成。四个环节不断循环深化。

2整体压裂采油技术的设计

油藏整体压裂经十余年的发展应用，至今已经形成了一套较为完善的技术体系。可表述为：压前油藏综合评价；压裂材料的评价优选；整体压裂方案的优化设计；水力裂缝的测试诊断；压后的效益评价。

2.1压前油藏综合评价。

水力压裂作为一项低渗透油藏改造措施，其直接对象是油藏。因此，整体压裂设计的第一项工作便是全面了解油藏地质特征，建立整体压裂的地质模型，使整体压裂设计建立在较为可靠的地质基础上。通过对油藏地质，就地应力场、开发与完井条件的综合分析研究，为方案设计提供必需的油藏背景材料，采集并确认准确可靠的设计参数，为制定方案做好准备，列出不同参数组合的数组，使其能够覆盖油藏的整体特征。

压前油藏综合评价的主要评价方法有：常规静态资料分析；岩心实验室试验；非常规的专项测试；现场试井、试油与试采。

2.2压裂材料的评价优选。

压裂材料的选择主要为选择适合所要压裂的地层和压裂施工的压裂液与支撑剂而进行的优化研究工作。对压裂液优选的基本准则平衡压裂液的流变性、滤湿性与压裂液伤害等诸因素的关系，达到能按设计安全施工和最大限度地减少对支撑裂缝与储集层的伤害，使压后获得最大净现值。压裂支撑剂优选的目的是取得与低渗油层优化匹配的支撑缝导流能力。利用典型曲线或在油藏模拟上计算压后增产量与采收率，然后用经济模型确定支撑剂及其导流能力的选择。

2.3整体压裂方案的优化设计。

依据压前油藏综合评价和压裂材料的评价优选两项研究结果，进行油藏整体压裂方案的设计工作。将具有一定支撑缝长、导流能力与方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和开发井网（井网型式、井距、井数与布井方位）之中，借助水力裂缝、油藏和经济模型，使它们达到最佳的优化组合，并提出经努力可以实现的工艺措施，以保证油藏经整体压裂之后能够获得最大的开发和经济效益。对开发井网的优化结果要反馈给油藏工程方案和油田开发方案。

为了充分评价油藏储层的供给与产出能力、方案实施中应遵循的技术指标以及检验压后开发与经济效益，一个完整、优化的油藏整体压裂发难设计需要一套齐全、准确的设计参数。这些参数可归纳为四类：油气井参数，决定了压裂的施工条件；油层气参数，决定了整体压裂方案实施前后油藏的生产反映；压裂参数，决定了产生裂缝的几何尺寸与裂缝的导流能力；压裂经济参数，决定了投入与产出的关系。

2.4水力裂缝诊断。

水力裂缝诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后实际产生的裂缝的几何尺寸、导流能力与裂缝延伸方位与方案设计的符合程度。目的是为评价压裂效益，提高完善方案设计提供依据。需要注意，至今裂缝诊断技术虽有多种方法，但无一被公认为是最准确可靠的。因此，这项工作需在同一井层上，为同一目的进行不同方法的测试，经比较分析，确认它们的一致性与可信度。

确定裂缝高度是确定缝长和预测压后产量的关键。测试方法有井温测井、同位素测井、三维井下微地震波监测等。井下声波电视、地层微扫描、噪声测井及转子流量计测量等方法用于裸眼井，有一定的局限性。在这些测试方法中，井温测井法因其简单有效而得到普遍应用。也由于不可能每口压裂井都进行井温测井，因此，往往使用常规自然伽马测井资料来判断裂缝高度，同时，结合地应力剖面、三维数值模拟等方法来综合分析确定。

其一，压裂施工压力监测。压裂施工中使用压力监测装置测试井底净压力与时间的关系，可以定性得判断水力裂缝在储层中的延伸状况，可保证施工的顺利进行。

其二，压后压降曲线分析。根据压后压力降落与时间的关系，以典型图版拟合停泵压力至闭合压力这段的压降曲线，解出拟合压力，进而解出水力裂缝的全长、缝宽、压裂液综合滤失系数、压裂液效率、裂缝闭合时间与闭合压力等压裂参数；同时，结合地质资料可进一步求取储层的弹性模量、泊松比和断裂韧性等参数。以这些参数修正方案设计值，并作为压后评价的依据。

其三，实时模拟技术。实时模拟技术是指将压裂现场实时采集的压力数据与数值模拟预测的压力变化进行拟合，如两者基本一致，则说明方案设计的裂缝几何尺寸与实际产生的十分接近。

2.5压后评估。

压后评估是检验、分析方案实施后实际产生的效益与方案设计预计结果的符合程度。因此，应研究如何以更少的投入换取同一效果，或如何以同一投入获得更大的效益。如果方案设计与实际结果相差较大，则必须再次从油藏综合评价出发，逐段逐项地找出症结所在，并修正完善。

压后评估的一般研究方法是将压后不稳定试井资料与油藏模拟生产历史拟合来取得支撑缝半长、支撑缝导流能力以及油层有效渗透率；依据缝长与导流能力通过油藏模拟进行压后生产动态评估；将优化设计的预测结果、实际的生产效果与依据实际的缝长与导流能力再用油藏模拟计算的结果进行三者的比较，可以对已进行的压裂进行经济效益评估。

3结束语

一个完整而优化的油藏整体压裂方案由研究、设计、实施与评价四个主要环节并含有油藏综合评价、压裂材料的评价优选、方案的优化设计、方案实施与水力裂缝诊断以及压后效益评价等五项基本内容组成。在充分认识地质和开发条件的基础上，通过成熟的现代压裂技术，制定优化的整体压裂方案设计；在这一优化方案设计的指导下进行优化的压裂实施；并检验和评价设计与实施效果，以此，作为制定开发方案和改进后续压裂工作的依据。这样，在以上环节的不断循环深化的过程中，油藏整体压裂技术亦在不断地提高完善，并更好地完成各阶段中的开发任务。

参考文献

［1］万仁溥. 采油工程方案设计［M］. 北京：石油工业出版社，2012：210-241

［2］李道品. 低渗透油田高效开发决策论［M］. 北京：石油工业出版社，2010：191-196

［3］赵金洲. G43断块油藏整体压裂技术研究与应用［J］. 断块油气田，2010，17(5)：611-613

低渗透油田压裂技术 篇4

1 压裂技术难点分析

以油田储层特性为依据, 从而能对其压裂改进技术上进行有效分析:第一, 层薄而多, 而且砂泥岩之间互层发育, 单次改造层数为4-6层, 每层厚度为1.1-5.0m, 对压裂工艺具有较高的要求;第二, 具有较强的应力敏感性, 压裂液的滤失较大, 油田储层微裂缝发育, 加砂困难;第三, 油层上下均存在水层, 油层之间的油水关系复杂, 要求具有较高的缝高, 从而便于对压裂技术的控制。

2 工艺技术

2.1 射孔方案优化设计

针对油田油藏层薄且多的特点, 油田射孔施工中可采用薄层沟通、纵向多层的的和空技术方案和策略, 也就是限流射孔技术, 限流射孔技术能保障油田中压裂中产层较为充分的沟通, 并且可通过孔眼的有限利用控制天然裂缝对于压裂施工的不利影响。由此可以突破近并筒屏蔽, 建立远场裂缝的沟通体系。因为一、二段天然裂缝的发育, 若部队缝高进行游戏哦啊控制, 将造成缝高的过度延伸 (如表1) , DB22与DBl8井在实际缝高上的压裂厚度相差4.4-5.0倍, 但是采用限流射孔技术就能有效的对缝高进行控制, 如表1中D B24井的实际缝高仅仅只有压裂厚度的1.7倍。

2.2 小型压裂分析

根据实验及数据分析, 该油藏储层最大及最小主应力梯度的分布区间比较大, 说明该油藏复杂的特征, DBl3, DBl5及DB23井最小主应力梯度偏大, 说明压裂过程容易出现复杂的裂缝, 如果水平缝与垂直缝共存, 就可能造成水平面滑移, 施工的难度也就加大。DBl3井的小型压裂压降曲线具有压力依赖于滤失的特征, 其天然裂缝的张开压力为26.55MPa, 主裂缝闭合压力为26.44MPa, 压力差为0.11MPa。根据滤失系数与净压力的关系可知, 净压力在2MPa时, 天然裂缝出现多条并逐渐开启, 形成压裂液滤失网络;净压力达到4.16MPa时, 天然裂缝引起的滤失将增加到10倍左右。说明在裂缝延升时将出现天然裂缝行为, 形成大的滤失网络, 而压裂液液体效率仅为8%-13%。根据对小型压裂的结果分析, 该区提前脱砂是因为压裂过程中天然裂缝的发育, 形成复杂的裂缝网络造成的, 并非近井地带“曲折摩阻”导致的, 所以, 加砂压裂过程中, 应将控制天然裂缝形成的过量虑思作为主要的任务。

2.3 双转向控制缝高技术

由于对缝高的控制较为困难, 从而针对改问题研发和新型的油溶性垂向双转向剂。具体实验的结果表明, 转向剂的使用将明显增加隔应力3-4M P a。在该油田采用这项技术的DB34-8-6井, 缝高和产层厚度比值是1.26, 与常规压裂方式的DBl8井缝高与产层比值5.0相比小了很多, 比DB34-8-6井缝高比值高出3.9倍。因此可以得到, 双转向控缝技术在实践中得到了较好的应用效果。

2.4 控缝降滤工艺

通过对岩石力学性质、压裂施工状况以及压降的综合分析可判断得出, 天然裂缝的扩张活动是造成压裂改造失败的主要原因。根据具体的实践表明, 前置液注入阶段使用高砂比的0.224-0.45ram的小陶粒段塞, 能有效控制由于裂缝复杂性形成的过量滤失及天然裂缝导致的过量滤失, 与此同时使用0.09-0.224mm的油溶性降滤剂对裂缝进行二次充填, 这样就可以保证主裂缝的有效压开, 从而有效提高储层压裂施工的成功率 (如图1) 。根据图1可可以看出, 施工初期, 该井存在3-5条的天然裂缝, 但是由于采取控缝降滤工艺, 在施工到80分钟后天然裂缝降低到了1条, 其结果表明裂缝已成为主裂缝。

2.5 压裂参数优化设计

根据模拟分析可知, 在保证天然裂缝与人工裂缝沟通的前提下, 油井裂缝最合适的半长为30~60m, 加砂的强度为2.0-3.0m3/m, 裂缝的导流力为30×10-3-40×10-3μm 2·cm。通过对净压力曲线拟合结果的分析表明, 在支撑剂进入地层的同时, 天然裂缝也在不断的开启, 裂缝数量由3条增至8条, 平均缝宽为1.85mm, 支撑缝宽最大值为2.88ram, 在加砂的过程中将产生临界砂比的问题, 通过实际的分析, 最佳的临界砂比为15%。

3 现场应用

该油田D B l8井油层为间互层、薄隔层, 而且是邻近水层类的油藏, 油田的改造并段距离为2036-2044m, 对油田改造采取优化配套压裂技术, 筛选射孔方案、实施分层应力模拟及双向裂缝控制等多种技术后, 该油井实现了自喷生产, 出油量为34t/d。对DBl8-2-2井采取优化配套压裂技术后, 出油量基本稳定在10t/d。现在, 该区单井平均增产3-4t/d, 累计增产原油5×104t。通过对射孔优化、暂堵、限流压裂、双转向控缝等技术的综合利用, 现场应用60余井次, 使得该油田的压裂有效率及成功率高达85%, 大大降低了压裂的成本。

4 结语

隐式裂缝、天然裂缝发育对低渗透油田的开发是十分有利的条件, 要实现对油田的有效开发, 要求其压裂技术首先要解决天然裂缝与人工裂缝的有效沟通。通过对射孔优化、暂堵、限流压裂、双转向控缝技术的有效利用, 使油田的压裂有效率大大提高, 压裂成本大幅降低, 单井均产油量提高并稳定持续, 原油常量大大的提高。

参考文献

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低渗透油田压裂技术 篇5

引言

随着油田开发的不断推进，我国低渗透油藏开发技术已处于世界领先地位，水力压裂技术在低渗透油田开发中得到了广泛的应用，而裂缝监测技术制约着水力压裂技术的突破。

水力压裂技术是目前低渗透油田改造增产最主要的措施之一。水力压裂产生的裂缝延伸方位，不仅是储层压裂改造效果的衡量标准之一，而且能为其他井水力压裂提供参考与借鉴，并能够为后期调整生产措施提供依据。本文针对低渗油田水力压裂裂缝方位监测技术进行了较深入的调研，并设计一套低成本、高性能、低功耗的压裂裂缝方位监测系统。

1.几种常见的水力压裂裂缝方位监测技术

（1）微地震监测技术

天然地震监测技术是微地震压裂的监测技术的起源。水力压裂施工过程中，压裂能量将沿主裂缝方向不断向四周地层中进行辐射传递，造成主裂缝周围地层内部产生裂张和错动。这些裂张和错动会引起不同类型和强度的地下弹性波，即横波和纵波。在压裂时产生的这些不同強度不同类型的横波和纵波将以主裂缝为中心，从各个方位来辐射波及周围地层，通过这类辐射的弹性波地震能量能够向周围相邻的地层源源不断地传波。通过接收、过滤和分析接收到的地下弹性波信号的强弱、方向及波及面积等参数，便可获得实际压裂施工过程裂缝方位、面积及对地层的影响强度的信息。再借助三维成像技术，采用相应配套的软件对微地震事件分析对比，便可获得压裂裂缝的各种几何参数，从而达到对压裂裂缝的延伸方位的监测目的。

（2）井温测井监测技术

水力压裂施工所注入的液体或压后人为注入的液体进入地层往往会带来低温异常，通过监测井温变化情况便可确定压裂裂缝的缝高，这就是井温测井监测技术的理论基础。水力压裂所注入地层的液体温度通常会低于地层原温度，因此体现在吸液层段井温曲线的是低温异常段，监测这一低温异常段便可获知压裂裂缝的存在以及分布高度等情况。在压裂前先进一次行井温测井，得到一条井温变化的基准线，对比压裂后井温变化线，可将井温突变段确定为压裂裂缝的高度。

（3）地面电位法测量技术

水力压裂施工过程中，向压裂层位注入高电离性能的液体，该类工作液将造成地面电位梯度发生变化，通过测量地面电位梯度，进而可达到推断、解释水力压裂裂缝方位相关参数的目的，因此，地面电位测量技术依据的是传导类电位勘探的基本理论。通常，在被测压裂井的井口周围布置有多组环形的测点，再借助于高精度的电位监测仪器，对压裂施工过程中地面电位变化进行实时监测，并对所监测得数据进行一定处理，便可实时地获得压裂裂缝方位延伸的相关参数。

（4）四维地震监测技术

四维地震（4Dseimic）亦叫时移地震，是指在三维地震的基础上，引入了时间的维度，借助重复获得的三维地震测量资料来进行油藏动态监测。油田开发中，储层特性变化将引起地震频率变化、振幅异常以及反射同相轴的下拖现象等，这些现象均是四维地震监测的良好识别标志。微破裂四维向量扫描影像监测技术属于油藏地球物理的范畴，是采用无源地震的微地震三分量数据，进行多波振幅的属性分析（横波和纵波），并借助相关体数据处理和计算方法，获得监测期三维空间体地下各时间域的高压流体活动和储层岩石破裂所释放能量的分布情况。通过横波和纵波实时记录，可将不同阶段的裂缝变化反映到三维图谱上，用以表示起裂、扩展、重叠、连接及延伸趋势等情况，这样就能达到监测裂缝方位的目的。

大量的压裂施工实践表明，当前所用的测量方法均存在着一定的自身弊端。例如，地面电位测量需向地层注入导电率高的液体，导致监测成本大幅度提高，并带来操作的极大不便；而井温测量方法虽较简便，但仅能得到裂缝高度的有限参数；微地震技术需要非常高科技含量技术，数据处理过程较复杂，设备仪器价格也是相当之昂贵，并要求高素质技术知识的操作人员等。部分油田目前已安装有压裂裂缝监测系统，但并没有到达想要的监测效果，获取到的数据和信息的可靠性和准确性不高。实际上，该技术指标不单依赖于传感仪器的灵敏度，而且取决于对数据和信息的采集和处理技术。综上所述，油田勘探开发急需一种工作稳定、操作简便的压裂裂缝方位监测技术。

2.一种分布式压裂裂缝方位远程监测系统的设计

分级分布式监测系统具备有监测全面、集中管理等优势，紧密结合油田压裂施工现场的实际情况，本文设计一种分布式的水力压裂裂缝方位远程监测系统。在水力压裂施工现场，在压裂井周围适当范围内选取三口已钻井作为监测井，监测井口安装信号探测仪，计算机和裂缝方位检测器配备于远程工程测试车内，1个裂缝方位检测器、3个信号探测仪和1台计算机便基本构成了整个压裂裂缝方位监测系统。

该系统采用电压式的压力传感器获取地层震动数据，通过数字信号处理来筛选和提取信号，借助计算机软件实现对裂缝方位的实时监测和分析，采用无线传输工作方式来实现信息的有效传递。该系统的工作可靠稳定，操作方式便捷，操作人员可对压裂施工现场进行实时监测，能降低对操作人员的技术要求。压裂施工监测过程，为确保监测系统工作稳定性和可靠性，选取的三口监测井需满足一定的要求。首先，监测井需位于压裂井周围1km范围内，且与压裂属同一地质板块且地层深度相仿，因此，在应用方面会存在一定的局限性，需要有已钻井来保障。选取的三口监测井尽可能去包围压裂井，这利于信号的拾取、传输、处理及分析，为准备监测裂缝方位提供保障。

水力压裂施工过程中，产生的微震动信号是靠微震信号探测器进行拾取的，并将信号强度进行足够的放大，再经频率调制后采用无线方式传输。接收无线电传输的信号的检测仪置于工程测量车，接收数据经处理后生成时差数据，最终传输到计算机。开发专门设计的数字压裂裂缝方位监测软件，计算得到压裂裂缝的延伸方位。

3.结论

（1）本文对目前常见的几种水力压裂裂缝方位监测技术进行了简要介绍，分析了其各自的缺点。

（2）针对目前裂缝方位监测技术的弊端，设计了分布式压裂裂缝方位远程监测系统。

（3）该系统采用“微震信号探测+无线传输”方式，不仅具有低成本、低功耗、高性能的特点，还具有寿命长、操作简单、可靠性高的优点。

低渗透油田压裂技术 篇6

利用水力作用, 使油层中间形成裂缝的方法即压裂。俗称油层水力压裂。带有一定粘度的液体在压裂车高压大量排放的情况下, 挤入油层, 使油层出现许多裂缝, 向其中加入支撑剂进行填充, 进而提高油层的渗透能力, 来增加注水量和产油量。水基或油基压裂液、乳状或泡沫压裂液及酸基压裂液是常用的五种基本压裂液。

2 压裂改造技术的分析

低渗透油田试油配套技术是压裂改造技术的主要组成成分。它不仅能提高单个油井的产量, 而且是增加可采储量的关键性技术, 因此在低渗透及特低渗透油田的开发利用中有极其重要的作用。

压裂技术中控制裂缝的高度延伸是关键。在进行水力压裂时, 控制裂缝的高度的延伸, 是非常困难的事情。压开的裂缝高度在油气层很薄或产层与遮挡层之间的最小水平主应力差不大时, 遮挡层中容易被压开的裂缝进入, 往上或往下过度延伸裂缝的高度, 压裂液和裂缝的效率都会受到影响, 以至于会影响压裂的效果。气水层中有裂缝进入时, 会引起油井含水激增, 就不能起到增产的效果。

2.1 压裂技术的开发研究

整体优化压裂后, 并进一步拓展形成了低渗透油藏开发压裂技术。在开发低渗透油藏压裂技术时, 把模拟油藏数值和压裂裂缝模拟作为主要手段, 运用水利压裂力学方法, 考虑就地应力方位与水力裂缝的匹配关系, 进行水利裂缝系统设置, 研究部署低渗透油田的开发效果, 形成水力压裂的实施方案。在低渗透油藏的储量动用和经济高效开发中, 国内外水力压裂与油藏工程发展的研究成果成了实施的途径和手段。

2.2 整体优化压裂技术分析

单井优化压裂技术设计技术与融合系统工程最优化产生了低渗透油藏整体优化压裂技术。低渗透油藏整体优化压裂技术以整个油藏作为研究对象, 通过考虑在井网条件下, 油井产量、油藏开采变化、开采效果及收益受裂缝长度和导流能力的影响。对油藏参数的研究, 并对油田的实际情况进行分析, 获得裂缝长度的准确值和高效导流能力, 使整体优化压裂方案进一步改进和完善。整体优化压裂技术在国内外的许多油田已得到使用, 是一项较先进的压裂工艺技术。

2.3 低伤害压裂技术分析

低伤害压裂技术在低渗透油田的改良中, 采用较多。它是完善低伤害和无伤害两种压裂材料而形成的压裂工艺技术。其内涵是在压裂设计及施工、后期管理环节中, 对支撑裂缝、储层的伤害采取最佳方法, 使支撑裂缝及其导流能力获得最好效果。其关键因素是开发有关压裂的材料和液体。

低伤害压裂的关键技术是:定量模拟储层伤害和裂缝伤害及实验技术;压裂液技术;压裂工艺优化技术。液氮助排压裂技术、清洁压裂液压裂技术、二氧化碳泡沫压裂技术、清水压裂技术、低稠化剂浓度压裂技术是几种常见的低伤害压裂技术。

2.4 重复压裂技术分析

(1) 重复压裂工艺技术是油藏提高产量及油田产量稳定的重要措施, 改造低渗透油藏的主要措施是水力压力技术。在生产作业过程中, 油气井由于各种原因引起水力裂缝失效, 就会采取重复压裂的方法来增加油藏的采收效果。

(2) 经常采用的重复压裂技术有两种:①原有裂缝进行疏通或延伸。通过加大砂量来增加裂缝的导流能力, 或在原有裂缝的基础上, 加大压裂规模使原有裂缝继续延伸以增大导流能力。对重复压裂规模进行化设计能使增产有效期进一步延长。②对原裂缝进行封堵或部分封堵, 或在原裂缝封堵的基础上开新裂缝。对原有压裂裂缝和孔眼, 用封堵剂有选择的进行封堵, 并在新孔眼处压裂出新裂缝, 为侧向油疏通通道。重复压裂技术在不断的发展和完善, 成了油田综合治理、控水稳油的主要施工技术。

(3) 重复压裂的选井层的原则分析

油井恢复压力后或油井产量提高是重复压裂的选井层原则。其适用于:①第一次压压裂不足, 导流能力欠差的油井;②低渗透及采比差, 注水效果差;③低产而污染的油井;④油井固井质量高、套管没有变形及井底无落特;

(4) 水力压裂成功的关键因素

水力压裂成功的关键因素之一是裂缝高度延伸的控制。地应力的大小及分布、岩石状况、油层间界面特征、施工过程的数据、地层流体状况及底层与盖层的厚度等是压裂裂缝控制在生产区域内的决定性因素。压裂液中垂向压力的分布能通过压裂液密度控制裂缝高度。使用压裂液的密度高能控制裂缝向上延伸, 使用的压裂液密度低能控制裂缝向下延伸。

2.5 高能气体压裂技术分析

这种技术通过推进剂爆炸或燃烧, 地层岩石在高速高压脉冲的作用下, 呈现出辐射状的裂缝, 进而提高低渗透油层的导流能力, 以达到增产目的。这种技术施工简单, 费用低。适用于有裂缝成长的区域油层或较坚硬致密的油层。然而其易造成套管损坏等问题的出现, 所以没有形成规模。

结语

重复压裂、分层复合压裂、二氧化碳泡沫压裂几种技术是现在应用较多的压裂技术。水平井中运用压裂技术是目前的发展趋势, 但对软件的设计更加严格。Notel-Smith曲线形成压裂压力解释的模式, 是一个复杂而准确的软件, 对压裂难度大, 尤其是水平井能起到很好的优化设计, 能准确的指导压裂作业, 成功率较高。

压裂技术不仅是提高油田产量的一个技术手段, 更是提高油田采收率的一个重要措施。压裂技术作为一种完整的开发和采油技术, 它的发展必将使油田的利用走向一个新的阶段。

参考文献

[1]毕凯.低渗、特低渗油藏中高含水期油井控水增油技术研究——以安塞油田为例[A].西北大学, 2013.

[2]孙庆友.大庆油田低渗透裂缝油藏重复压裂造缝机理研究[A].东北石油大学2011.

低渗透油田压裂技术 篇7

1 低渗透油田合理开发的原理分析

工作人员要结合低渗透油田的生产特点和人工裂缝的形式, 建立物理和数学模式, 更好的进行平台分析。人工裂缝以及油藏之间, 蕴含一定原理, 工作人员要了解这种边界条件, 建立物理模型。其主要有五点法和反九点法井网, 在单元的简化中计算油藏。开采人员要保持油田的油层压力, 在注水开发中, 不会导致低渗透油藏含气量降低。在开采中, 要注意三维油水两相的流动, 并设计油层水平, 掌握渗透率的向异性。当压缩系统不发生变化, 油藏流体的粘度也保持常数, 开采人员可以忽略整体的重力和毛管力的影响, 油藏内部的压力较小。

在数学模型的分析中, 开采人员要确定评价指标体系, 并将此作为有效的依据。这个过程中, 要将不同项目指标组成评价指标集, 然后在整体优化中, 确定开采的参量。开采人员要记录最大的采油速度, 最后计算出采收率[1]。针对无水采收期, 开采人员要注重注水体积, 然后确定净现值, 最后保证系统的投资回收。

2 低渗透油田压裂注水采油整体优化方式

2.1 实例分析

针对某油田为研究对象进行分析, 对该区域进行设计, 制定不同的参数组合, 设计优化方案。

首先是井网密度优化方案, 这种方式主要是采用压裂规模, 针对注水井井底压力, 对采油井进行分析, 在导流能力相同的情况下, 可以使用不同井网密度方案。例如在井网密度不断减少的过程中, 油井的见水时间有所增长。实际分析中, 井网密度为300m×300m, 油井的投资利润率加高, 其3年末的产能将达到1.33m3/d, 利润率为0.0561。

其次是压裂规模的优化, 这种方法适用于天然裂缝不发育情况, 在方案模拟中, 需要计算不存在天然裂缝的影响。当水井压裂规模为0.3缝长比时, 井网密度、注水压力和采油井井底压力, 都应得到较好的记录。在开采工作中, 压裂规模不断增加, 油井产能增加, 但见水时间比较短。工作人员要满足产能和规模需求, 选取最大投资率的方案, 记录角井、边井的缝长比。

2.2 整体优化多目标方案设计

开采人员利用正交试验优化设计, 总结整体方案, 从而减少模拟次数。低渗透油田整体优化, 要分析裂缝方位, 避免对最后结果产生影响[2]。实际开采中, 可能存在的影响因素有:井距、井网和注采井, 并结合裂缝的长度、导流能力、以及生产压差, 确定开采情况。在实际生产中, 要在参数中选取5个变化值, 最后确定整体优化方案。

开采人员要在井网密度、压裂规模, 以及导流能力相同的情况下, 进行注水井和井底压力的优化。整体过程的注水压力, 主要为18MPa、20MPa、29MPa。当注水井的井底压力不断增加, 能够适当提升油井的产能, 增加投资利润率。如果油井见水时间比较短, 要明确见水时间要求, 确定最优化的方案。

在井网密度、压裂规模、注水井井底压力、导流能力相同的情况下, 油井井底流压比较小, 一般为0.8MPa、1.8MPa和3MPa。在采油井井底压力不断减少的过程中, 油井的产能也不断提升, 增加了整体投资的利润。

2.3 整体优化软件

开采人员在整体优化软件的控制中, 要在单变量优化的基础上进行方案设计。这个过程主要研究井网类型、井网密度以及注采井的缝长比, 同时开采人员还应名为油田压裂的裂缝导流能力, 掌握这种注水压差和生产压差, 测试油藏开发的敏感度[3]。针对最佳优化值的计算, 要从不同经济指标入手, 利用多目标非线性方案, 结合模糊决策手段, 将整体优化设计当做单变量优化的最后结果。开采人员优化单变量的过程中, 要绘制符合实际的敏感性曲线, 确定不同时间, 油藏区域的压力分布和饱水性。

在软件应用中, 要注重系统的组成, 具有内容有整体压裂油藏模拟子系统、注水子系统、采油子系统、整体经济评价决策子系统等4个基本功能区域, 开采人员要进行有针对性的处理, 并结合这种相对独立的情况, 计算油藏数值。整个过程可以通过Fortran语言编写, 从数据的输入、结果的浏览以及绘制曲线入手, 打印出符合实际的内容, 进行测试与验证。

3 结语

低渗透油田压裂注水采油整体优化, 需要从油田的实际情况入手, 选取合理的方案。针对油田压力和采油方案, 进行有针对性的定量描述, 通过这种方式, 为之后的油田开采, 创造较好的基础。

摘要：基于低渗透油田压裂注水采油整体优化的研究, 要分析低渗透油田合理开发的原理, 然后结合实例, 分析油田开采选取的主要手段, 其主要内容有:井网密度优化方案和压裂规模的优化方案, 从而增加油田产能。最后开采人员要从整体优化多目标方案设计和整体优化软件两个方面详细分析, 提升油田开采的整体效率和利润率。

关键词：低渗透,油田,压裂注水采油

参考文献

[1]李叶鹏, 李珍元, 韩明.低渗透油田有效注水工艺研究[J].中小企业管理与科技 (中旬刊) , 2016, 01:246.

[2]董志刚, 庞霄.低渗透油藏氮气驱提高采收率研究与应用[J].化学工程与装备, 2016, 01:41-43.

低渗透油田压裂技术 篇8

特低渗透油藏孔喉细小,渗透率低[(1~10)×10-3μm2],渗流阻力大,油井自然产能低甚至无自然产能[1]。目前,特低渗透油藏主要有三种传统的开发方式[1~5]:(1)直井弹性开发。对直井弹性开发来说,为保持单井控制储量规模必然要采取较大的井距,但较大的井距必然造成井间形不成有效驱替,因此基本属单井衰竭式开发,产量递减快,采收率低,经济效益差;(2)小井距注采开发方式。小井距注采开发虽能形成井间驱替,但较大的井网密度必然造成开发投资过大,单控储量太低,加之注水见效后容易发生水淹,开发效益也较差;(3)水平井分段压裂开发方式。近年探索的水平井分段压裂方式尚不能实现注水开发,仍属单井衰竭式开采,加之单井投资较大、技术应用尚待完善,也难实现有效动用。总体上,特低渗油藏效益开发的技术瓶颈尚未取得突破。通过对特地渗透油藏开发技术调研和反复论证,认为要实现特低渗油藏高效开发,就必须立足注水开发;而且注水开发要有效益。要想做到这一点关键在于:一是少打井;二是大幅提高单井产能。要少打井有两种方式,即要么拉大排距,要么拉大井距,而特低渗油藏渗流半径小,拉大排距势必造成储量失控,因此拉大井距成为减少钻井的唯一选择。要保持大井距间有效渗流并有效提高产能,就必须实施大型压裂改造,在井间形成长裂缝渗流通道;要在井间形成较长的裂缝渗流通道,井排需沿地应力方向部署,对排上油、水井实施大型压裂,并要尽可能通过工艺优化,减少次要方向裂缝的产生,迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离,且长时间保持渗流通道作用。关于特地渗透油藏井网形式,目前已有定论即初期采取菱形反九点井网,后期转化为五点法井网[6~11]。这就是说,实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。为此,本文采用垦利油田富112块沙三下油藏为例,应用stimplan整体压裂优化模拟软件开展了压裂工艺技术优化研究。

1 地质特征

富112块沙三下段储层岩性以泥质粉砂、灰质粉砂、含砾砂岩为主,砂岩碎屑矿物成份以石英、长石、白云石、方解石,含量分别为44%、26.5%、15.5%、14%,以颗粒支撑为主,孔隙喉道不发育,连通性差,晶间孔隙较发育,填隙物中碳酸盐较多。岩心孔隙度为1.6%~15.9%,平均为6.2%;岩心渗透率为0.03×10-3um2~8.07×10-3um2,平均2.82×10-3um2。研究资料表明储层微裂缝发育;纵向上含油井段分布在100m内,小层薄(<4m)、单层有效厚度小(<2m);储量丰度低(16~26×104t/km2)。

2 大型压裂工艺技术研究

2.1 压裂规模优化

为确定合理的压裂规模,利用整体压裂优化模拟软件计算的不同压裂半缝长对油井产量和采出程度的影响,显示随着缝长比的不断增加,油井产量相应增加。但缝长比在0.35-0.40间产量增幅较大、效益最好,此后随缝长增加,产量增幅有限。由此根据最佳缝长比0.35-0.4及产能建设方案500m的设计井距,综合确定最优半缝长为180~200m,加砂规模也由此相应设计为80~120m3。

2.2 裂缝的定向与定量化控制

裂缝的定向与定量化控制是大型压裂工艺技术的核心目标,可分解为裂缝的方位、缝长、缝高等三方面的控制。本次研究以“三控”目标为主导,对压裂及射孔配套工艺进行了配套论证和优化集成。

2.2.1 方位控制

裂缝的定向控制目标,即是在充分抑制多向裂缝产生和延展的前提下,尽可能迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸,实现造长缝的目的。为达到这个目标,首先需选择具备较大的水平地应力差的油藏环境,其次定向射孔也具有非常有效的定向作用,45°/60°等多相射孔尽管难以避免多向裂缝的产生,但在地应力环境约束下,多向裂缝将很快向地应力方向转向,造成与主裂缝一致的定向结果。

2.2.2 缝长控制

缝长控制是大型压裂技术的技术核心。主要目的是通过有效的工艺组合,促使主裂缝沿地应力方向有效延伸,直至达到设计长度。根据前述优化,本块压裂规模一般较大(半缝长200m,加砂量80-120m3)。为确保大型压裂顺利进行,达到有效的“造长缝”的压裂完井目的,就需要对压裂液、支撑剂和施工工艺进行配套优化。

2.2.2. 1 压裂液优选

根据设计要求,压裂液必须具备下列性能:(1)延迟交联时间适当、低摩阻,便于仿水平井所需的大排量施工顺利进行;(2)有效粘度高、抗滤失,有利于主裂缝的有效形成与延展;(3)粘温性能好,有利于高砂比施工;(4)破胶彻底、返排率高、残渣含量少,有利于延长压裂有效期。

同时,按照经济有效的原则对压裂液进行了筛选。最终优选BJ公司Viking-D压裂液。根据性能测试,该压裂液在未加破胶剂时在120℃高温下能在数小时内保持较高的粘度(100mPa.S)以上;加入不同比例的破胶剂后,能够在宽频时间段内灵活有效地调节破胶时间。同时,该压裂液比常规HPG交联冻胶压裂液粘度高,有利于造长缝和限制缝高;聚合物用量少,能有效减少压裂液残渣与伤害,促进压裂液残渣返排,有利于保护油层;成本也较表面活性剂压裂液低。是相对理想的大型压裂液体系。

2.2.2. 2 支撑剂优选

特低渗透油藏要求压裂支撑剂具有足够的支撑强度。为避免裂缝闭合造成支撑剂破碎,引起导流能力急剧降低,将水平最小主应力值设为压裂裂缝闭合压力。根据统计的停泵压力,计算本区破裂压力梯度0.0144-0.0193MPa/m下,瞬时停泵时储层最小水平主应力在51.0MPa-55.6MPa之间,据此综合确定油井生产过程可能受到的裂缝闭合应力在50MPa~60MPa之间。以此为标准,对常用的十几种陶粒砂粒径组成、球度、圆度、破碎率(52MPa)、破碎率(86MPa)、酸溶度、密度、视密度等性能进行了筛选。研究结果发现大部分国产陶粒在闭合压力在50-60MPa间导流能力多在80×10-3μm2之下,山西阳泉陶粒最好,在80-100×10-3μm2之间。但同等压裂条件下,国外陶粒导流能力均在160×10-3μm2至上,最高可达350×10-3μm2之间。参照SY5108-86部分标准,并考虑技术经济因素,本块选取国外组中性能中等的Carbo-lite陶粒作为压裂支撑剂。

2.2.2. 3 压裂施工优化

为了满足大型压裂需要,还需要对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术等两项压裂施工方式进行了优化。

(1)前置细粒段塞技术。根据压裂总体规模,设计压裂前置泵注一个25m3左右的段塞(2m3左右30/60目较细粒陶粒加入少量交联剂),以疏通液流通道,减少井筒效应,帮助后续大规模段塞顺利进入地层。(2)大排量施工防砂堵技术。为防止大型压裂过程中容易出现的砂堵,有效提高压裂施工质量,降低滤失并提高压裂液利用效率,设计采用大排量施工(6m3/min)技术,并适当提高前置液用量、适当降低砂比等措施。

2.2.3 缝高控制

缝高控制的目的在于抑制人工裂缝的垂向延展,避免压穿邻近储层。为达到这个目标,有效选择“单层夹心饼”式的垂向地应力环境是至关重要的。此外,“窄段射孔技术”也非常有助于抑制裂缝垂向延伸(即控制缝高)。因此,对特低渗透油藏,有必要改变过去全井段射孔的做法,优选渗透率相对高的2m~4m油层段实施射孔。

3 应用情况及效果分析

截止2010年12月,富112块已有3口井实施了大型压裂改造,分别为富115井、富112井、富112斜1井。

方案设计单井加砂量70~128m3,平均89m3,每米加沙量4.5m3/m~13.95m3/m,平均12m3/m;而实际单井加砂量65~125.8m3,平均86m3/m;每米加沙量4.3~12.65m3/m,平均8.26m3/m。方案确定的地应力方向为北东51.6°;而BJ公司实测地应力监测结果为北东55.3°。方案设计平均裂缝半长200m;实测平均半缝长184m。从压裂效果看,基本达到方案设计要求。

富115井、富112井、富112斜1井压裂前平均日产油2.8t,供液不足,只能间开生产;压裂后平均日产油达16.5t,日增油13.8t,比压裂前日产油量平均提高近5.0倍,动液面回升,压裂取得了较好效果。压裂有效期均达2年以上,有效期时间长。

4 结论

(1)实现特低渗油藏效益开发关键在于大型压裂技术取得突破,在于实现“定向、定量地造长缝”的大型压裂技术获得突破。

(2)根据富112块沙三下段油藏储层特点,从压裂规模、压裂的定向与定量化控制等方面进行优化研究.形成了一套适合特低渗储层特征的大型压裂改造工艺技术。

低渗透油田压裂技术 篇9

挑战“低渗透储存极限安全环保”是长庆石油努力实现的方向, 目前通过不懈的努力, 长庆石油在低涌透储存极限安全环保等各方法均作出突出成果, 也解决了复杂地貌、臻密储层、低品位油气藏三大世界性难体。

1 压裂技术的概念

压裂技术是指在采油或者采气的过程当中, 利用水力的作用, 把油水层形成裂缝, 该种技术也可称为水力压裂。油气层的压裂工艺, 一般使用压裂车, 它的过程是把高压大排量子力学, 又有一定粘度的液体挤入油层, 把油层压出裂缝之后, 加入如石英砂等一类支撑剂充填进裂缝, 提高油气层的渗透能力, 以增加油井田的产油量。目前常用的压裂液有水基压裂液、乳状压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、酸基压裂液等类型。压裂选井的基本原则有:油气层受污染或者堵塞较大的井;注不进去水或注水不见效的井。

2 低渗透油田压裂技术

对长庆这种低渗、特低渗的油田开发区中, 压裂技术是提高油气产量、可采储量的关键技术, 长期以来, 长庆的低渗油田开发中, 一直以提高单井产量的开发效益为目标, 在多年研究与矿场试验为基础, 形成了从压裂地质研究、室内试验、压裂液支撑剂优化、优化设计实施、压裂实时监测控制、压完评估完备的增产措施技术模式, 同时也学习国外的先进技术。长庆的压裂技术从单项压裂技术发展为一系列整体压裂技术。

目前, 通过引进、集成创新、发展、重点攻关的技术有直井分层压裂技术、水平井分段压裂技术。

2.1 水平井分段压裂技术

水平面图井分段压裂技术引进国外的先进技术, 形成三套主体技术, 使过内水平井技术与工具迅速发展。三项主体技术分别为:封隔器滑套分层压裂技术, 这是国内4层以内的主体技术;连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术, 该技术以引进为主;TAP套管滑套完井分层压裂技术, 该项技术为引进国外的先进技术。

封隔器滑套分层压裂技术。该项技术的特点是分层压裂, 合层排液;投球打开滑套自下而上逐层压裂。它的技术水平为不动管柱分压≤4层。

连续油管喷砂射孔环空加砂压裂技术。它的作业程序为先水力喷砂射孔, 再用环空加砂压裂, 再以层间封堵的方式, 先将砂塞封堵, 再以底封隔器封堵。该项技术不受压裂层数的限制, 可以对多层系使用。

TA P套管滑套完井分层压裂技术。该项技术特点是开关滑套可实现分层测试、分层生产;TAP阀和完井管柱一起下入;通过滑套与飞镖实实现分层压裂。

2.2 水平井分段压裂技术

水平并双封单卡分段压裂技术。它的工艺原理是使用小直径的双封隔器单卡目的层压裂, 采用反洗、拖动等实现一趟管柱多个层段的压裂。它的性能指标为一趟管柱最多压裂15段, 一天可实现8段压裂;工艺管柱耐压差80MPa, 耐温100℃;管柱具有防卡、脱卡功能;单趟管柱最大加砂为160m3;工艺成功率达97.8%。

不动管柱滑套分段压裂工艺技术。该项技术的工艺原理为一次射扎多个段, 下入分压工艺管柱, 油管打压完所有封隔器坐封, 同时打开下压裂通道定压滑套, 压下部层段, 之后逐渐的把入球棒打开喷砂器滑套, 再进行后续压裂, 压后起出压裂管柱。它的工艺管柱和封隔器不受卡距限制, 不动管柱一次性压裂3段到5段, 适合井眼的尺寸为51/2#和7#, 耐压差为70MPa, 耐温100℃。

水平井水力喷砂分段压裂技术。它是根据伯努利方程, 通过高速的水射流, 射开套管与地层, 将动能与压能之间作转化, 实现射孔、压裂一体化。它的单趟管柱压裂可为3段到4段, 最大可至10段;不受完井方式限制射孔和加砂压裂一体化;单段最大加砂量40m3。

水平井裸眼封隔器分段改造技术。它是不动管信通过投直径不同的球的方式逐段打开滑套, 再依据井眼尺寸分压/它的分段级数≤13段, 耐压差为70MPa, 耐温170℃。适应的井深为≤6000m, 适应的井眼为6”裸眼完井;不动管柱需用投球打开滑套。目前该项技术, 国内的工具适应性、系列性、稳定性比国外工具有一定的差距, 技术技术需要不断的完善。

水平井复合桥塞分段压裂技术。长庆油田曾首次引进快速可钻式桥塞分段压裂技术, 在实践当中, 从压裂到钻塞作业仅仅只需要12天的时间。

3 储层改造技术创新

长庆油田的勘探开发对象以低渗透油气藏为主, 同时也面临着非常规油气藏勘探开发的难题, 只有依靠创新技术, 才能推进储层改造技术市场晕入一个新阶段, 缩小和国外的差距距, 使低效储量得到实现。为此, 这需要转变观点, 强力的推进储层改造技术, 大力的推进水平井分段压裂与直井多层压裂技术, 改变大井段压裂技术, 把过去从尝试性应用转向规模性应用, 提高产量同时更需要提高采收率;大力推进现有已经成熟的技术, 巩固储层改造的成果;提升储层改造的技术水平, 积极实现未成熟技术的难题攻关;系列优化工艺技术方法, 使用低成本的战略措施。

4 安全环保压裂技术的实行

为了实现石油压裂技术的安全环保, 长庆根据当地实陆路环境开发出气体欠平衡钻井装置方法技术、实现重复压裂造新缝技术、低分子环保型压裂液与回收液应用技术。

气体欠平衡钻井装置方法技术:它涉及一种气体欠平衡钻井装置与方法, 对于石油、天然气钻井的作业有一定功效。

实现重复压裂造新缝技术:它是实现低渗油田重复压裂造新缝的方法。主要原理是通过缝内的转向在主裂缝中产生新裂缝与更多裂缝, 增大泄流的面积, 使原本的死油区继续渗油, 以提高水驱效率与单井产量。

低分子环保型压裂液与回收液应用技术:它涉及低分子环保型的压裂液与回收液, 让流变性能变得稳定, 同时可以重新回收使用, 回收率≥50%, 该项技术能节省大量的水与化学添加济, 减少废旧物资液排放, 达到环保的目的。

摘要：长庆油田以低渗、低压、低产为特点, 本文分析在当地使用的渗透储层的石油压裂技术, 同时也介绍安全环保的石油压裂技术。

关键词：长庆,低渗透领导,安全环保,石油,压裂技术

参考文献

[1]杨其彬.马利成.黄侠.复合压裂技术[J].断块油气田, 2004, 11 (1) :74-76[1]杨其彬.马利成.黄侠.复合压裂技术[J].断块油气田, 2004, 11 (1) :74-76

[2]杨宝君.复合压裂技术研究与应用[J].石油钻采工艺, 1998, 20 (1) :69-73[2]杨宝君.复合压裂技术研究与应用[J].石油钻采工艺, 1998, 20 (1) :69-73

低渗透油田压裂技术 篇10

水力压裂技术是高效开发低渗透油田的主要手段,但判断油井能否进行压裂改造需要从很多影响因素诸如地质条件、储层物性、工艺条件等进行考虑,由于各影响因素之间本身具有模糊性很难用常规方法量化研究,近年来常用的模糊数学方法[1—4]又需要大量的实际生产数据作为分析和统计的基础,且指标权重在选取方面具有一定的主观性和局限性。对于实际生产数据欠缺的新区块,此方法很难适用。近年来渤海和南海的一些低渗透油田陆续投入了开发,海上平台由于受空间、设备和资金投入等条件限制比陆上油田具有更高的开发风险。本文基于评价压裂改造技术的主要参数,建立了适用于南海某低渗透油田新区块的压裂改造简易图版,为该区油井的压裂改造技术选择提供了理论依据。

1 油层基本参数

目标油田位于南海,为典型的中低孔、中低渗储层。纵向上划分为3个油层组,Ⅰ油组(1 283.2 m～1 308.4 m)油层有效厚度15.8 m,共4层,跨度25.2 m,渗透率为(23.4～76.6×10-3) μm2,孔隙度为21.8%～24.7%。Ⅱ油组(1 312.4 m～1 332.1 m)油层有效厚度8.2 m,共3层,跨度19.7 m,储层物性相对较差,渗透率为(13.6～15.4×10-3) μm2,孔隙度为20.4%～20.7%。Ⅲ油组(1 342.2 m～1 355.6 m)油层有效厚度10.2 m,共3层,跨度13.4 m,此油组储层条件相对较好,渗透率为(37.4～78.8×10-3) μm2,孔隙度为22.8%～24.8%;但1 356.5 m以下是水层,与油层仅隔0.9 m。储层含油饱和度较低为32.1%～38.5%,原油黏度为1.44 mPa·s,原油含蜡量少,密度为647 kg/m3。基本油藏地质参数如表1所示。

2 油层压裂改造基本要求

储层是否应该实施水力压裂措施主要从以下几个方面来进行考虑[5,6,7,8]:

1) 流动系数:反映了储层的储量丰度,其值越大,越有压裂增产的价值。

2) 附近是否有水层、气顶:若产层靠近水层或者气顶,压裂过程中有穿层的风险,一般情况下不宜采取压裂措施。

3) 岩石力学参数:为地层固有属性,主要包括隔层产层地应力差和杨氏模量,用来判断隔层是否为有效遮挡层。强遮挡层有利于保持人工裂缝在产层内延伸,是有效实施压裂措施的基础。

4) 施工参数:为可控因素,主要包括施工排量和压裂液黏度,都会对缝高产生影响。

3 油层压裂改造适应性分析

3.1 压裂产能影响因素分析

根据目标油田数据,用Eclipse油藏数值模拟软件研究流动系数和油藏渗透率对压裂后产能的影响,计算结果如图1和图2所示,可知:

压后日产量与流动系数基本呈线性关系,在250×10-3 μm2·m/(mPa·s)时出现拐点,大于该点后日产量增幅减缓。

随着地层渗透率的增加,增产倍数急速下降,当地层渗透率大于20×10-3 μm2时,增产倍数基本保持不变。因此对于地层渗透率比较低的油田,水力压裂措施可以取得相对更高的增产倍数。

3.2 压裂裂缝高度扩展影响因素分析

人工裂缝缝高的扩展与岩石力学性质及压裂施工参数有关,尤其在产层附近有水层或者气顶的情况下,需要对隔层能否形成有效遮挡进行判断。以目标油田测井数据为基础,用Stimplan压裂设计软件分别计算隔层产层地应力差、杨氏模量、压裂液黏度和施工排量对裂缝缝高扩展的影响,结果如图3所示。

地应力差和施工排量是影响缝高的主要因素,而产层杨氏模量和压裂液黏度对缝高的影响相对较小。

地层应力差越大,裂缝高度越小,所研究区块地应力差在5～6 MPa之间,在施工规模一定的情况下,裂缝高度较容易控制;施工排量的影响主要体现在缝内压力上,注入排量大,由于时间短滤失少,裂缝内的压力大,导致裂缝高度较大;杨氏模量反映了地层的软硬程度,杨氏模量越大地层硬度越大,裂缝延伸越难,缝内憋起的压力也越高,缝高就越大;压裂液黏度越大,裂缝内压降越大,要实现一定缝长,井底需要较高压力,因而裂缝高度较大。

地应力差和杨氏模量是岩石的固有性质不能改变,因此在压裂施工时,可以降低施工排量和采用低黏度压裂液以控制裂缝在缝高方向上的延伸。

图4为不同产层厚度条件下,裂缝在隔层中延伸的高度。以此为依据,可以根据目标区块的产层厚度,判断裂缝是否有穿透隔层的风险。

3.3 油井压裂模拟结果分析

目标油田的三个油组基本油藏地质参数见表1。根据图1～图4组成的目标区块水力压裂适应性评价图版,可得出如下结论:防止裂缝压穿油层组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ的最小隔层厚度分别为6、7.5和9 m,从流动系数来看都具备较好的生产潜力,压裂后日产量分别为85、30、70 m3/d。由表1知,油层组Ⅰ具有23.2 m的安全上部隔层,油层组Ⅱ具有10.1 m的安全下部隔层,均可以有效限制裂缝在隔层段的延伸;而油层组Ⅰ和Ⅱ之间的隔层厚度较小只有4 m,因此可以采取两层合压的水力压裂增产措施。油层组Ⅲ因为下部0.9 m紧邻水层,远远小于安全隔层厚度9 m,裂缝穿过水层的可能性很大,不适合采取水力压裂增产措施。

4 结论

(1) 针对南海某低渗透油田新区块,以油藏地质数据为基础建立了适用于该区块的压裂改造图版,可以快速评价该区油井的压裂改造技术适应性。该研究方法对于缺乏生产数据的新区块的增产措施评价具有参考意义。

(2) 目标油田的油层组Ⅰ和Ⅱ适宜两层合压,油层组Ⅲ因为下部0.9 m紧邻水层,不适合采取水力压裂增产措施。

(3) 若已知该区块需要满足的经济产量,可以根据压裂改造图版进行选井选层。

参考文献

[1]解凤强.基于模糊数学方法的压裂井优选.科学技术与工程,2010;10(7):1768—1771

[2]吴建发,郭建春,赵金洲.模糊分析方法优选压裂井层.天然气工业,2005;25(2):84—86

[3]杨兴,朱大奇,桑庆兵.专家系统研究现状与展望.计算机应用研究,2007;24(5):4—8

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[5] Xiong Hongjie.STIMEX an expert system approach to well stimula-tion design.Texas A&M University,1992

[6] Xiong Hongjie,Sherry K J.Intelligent interfaces for fracturing simu-lators:PartⅠ—system overview and design.SPE 28236,1994

[7] Xiong Hongjie,Sherry K J.Intelligent interfaces for fracturing simu-lators:PartⅡ—system implementation and application.SPE 28521,1994