压裂技术交流材料

1 压裂工艺技术在文南油田的新进展 2003 年压裂项目组积极与采油院和井下合作，大力开展压裂新工艺新技术推广工作。其中分层压裂工艺技术、重复压裂改造技术、区块整体压裂改造技术现场实施进展顺利，并且已经取得了显著的效果，同时气井压裂工艺也有所发展，从而使得压裂工艺技术在文南油田有了新的进展和突破。 一、分层压裂工艺技术有所突破 (1)、卡双封分层压裂工艺技术 针对文南油田油井长期以来存在的多层系开发，井段较长，层间物性差异大，层间矛盾突出的特点，利用传统的投球分层压裂工艺对长井段、多油层、物性差异不大的井难以进行 彻底改造，无法保证压开所有的目的层，再加上判断先压开的层不一定完全准确，投球量难以确定的问题。我们积极引进了采油工程技术研究院的卡双封压裂工艺技术。双封分层压裂是利用多级封隔器及配套工具将油层分成一或两套压裂层段，对地层改造具有很强的针对性，并且可减少作业施工工序，提高工作效率及压裂效果。 双封压裂工艺原理 双封压裂是通过封隔器分层压裂管柱来实现，是通过封隔器和喷砂器将压裂目的层分开，实现分层压裂的目的。 双封压裂的工作原理：双封分层压裂管柱在下入后，压裂前投入钢球，打压坐封，然后加压打掉一级滑套，压裂第一 层。第一层压完后再投入球杆，加压打掉二级滑套，封闭第一层，压裂第二层。压后待压力扩散后大排量返洗井，上提解封。 2 工具适用范围 1、井斜 小于 35 度； 2、井温不高于 140 度； 3、 套管内径 4、目的层跨度 50m； 5、隔层大于 10m； 6、破裂压力不高于 80 工艺优点 1、针对性强，可以进行选择性压裂。 2、管柱结构简单，适用范围广。 3、简化作业程序，节约施工费用。 4、有返洗井通道，便于解封。 5、可以有效改造差油层。 发现问题及改进措施 1、封 隔器之间连接的 73易弯曲； 2、滑套喷砂器外保护套被压裂液刺穿，整个外套变形、残缺，残余碎片易造成卡管柱； 3、胶筒保护金属盘直径太大，易变形，增加起管负荷； 4、 隔器不适用于 管 鉴于出现的问题，进行了针对性的改进： 1、在下一级水力锚下面加一套封隔器； 2、去掉滑套喷砂器保护套； 3、改变胶筒保护金属盘直径； 4、对封隔器加以改进，研制了 封隔器。 现场应用及经济效益分析 Y 3 4 1 封隔器 N 8 0 8 9 m m 外加厚油管 D G 0 3 5 1 安 全 接头 Y 3 4 1 封隔器 水力锚 Y 3 4 1 封隔器 座封球座 割缝喷砂器 滑套喷砂器 水力锚 3 上半年文南油田成功应用卡双封压裂技术压裂 3 口井： 1538333 口井都取得了很好的增油效果，截止到 6 月 30 日已累计增油 3015t，累计增气 134 1043 口井压裂费用 206 万元，作业费用 30 万元，共投入 236 万元。产出 3015 元 134元 元。投入产出比： 236： 1： 济效益非常可观，是今后分层压裂改造的发展趋势。 （ 2）、大斜度油井卡封分层压裂技术有了突破 针对文南油田油层层系较多，定向井较多且井斜较大，大斜度井卡封分层压裂一直是一个难题的现状，我们积极与采油院合作，采用江汉 隔器及配套工具， 在压裂油层深度 3870m，卡点深度3525m，卡点附近井斜 53 度的文 179上一 举获得成功。 该 封隔器采用水力打压坐封、长刚体、无支撑，解决了斜井作业时坐封困难，下井时中途坐封，避免了座封载荷不能完全作用到封隔器上，胶筒密封性差等难题。 其结构尺寸如下： 封隔器型号 长（ 1200 最大外径（ 115 最小内通径（ 48 工作压力（ 85 工作温度 ( ) 140 连接螺纹 ：底部球座 +隔缝喷砂器 +坐封球座卡双封压裂井效果表 井号 压前生产情况 压后 生产情况 累增油 t 累增气（ 104 日产液 日产油 日产液 日产油 365 882 381 333 69 计 平均单井增油 1003t 3015 4 +隔器 +水力锚 + 89 外加厚油管。 工作原 理 ：坐封前投入 35球，等候 30右，使钢球到达座封球座，油管打压 14力一方面作用于洗井活塞上，使洗井活塞下行，密封内外中心管的洗井通道，同时作用于座封缸体，使座封滑套上行，卡环进入锁套的锯齿扣内，锁紧径向变形的胶筒，使封隔器始终密封油套环形空间，再继续打压，打掉座封滑套，使钢球及滑套落到底部球座上，完成整个座封过程。 5 月 14 日现场施工，施工中地层破裂压力75工压力 72砂 ，整个压裂过程施工顺利，封隔器密封性能良好。压后该井 4嘴自喷生产，日产油 。 5月 20 日作业转抽，封隔器解封顺利，目前该井工作制度 38*，日产油 含水，取得了较好的压裂效果。 该井的顺利施工，解决了我厂大斜度井卡封分层压裂的难题，该技术可以在我厂大斜度井压裂中进一步推广。 二、重复压裂改造技术 在文南油田高压低渗区块较多，如文 72块砂三中，文 88 块。这些区块普遍存在注水困难，主要依靠弹性能量开采的问题。早期压裂由于受压裂工艺技术以及压裂设备等因素的影响，压裂规模比较小，加砂强度低（一般小于 1m3/m），单井地质采出程度低。开展重复压裂可以挖潜剩余油潜力 ，重新动用难动用储量，对于实现文南油田高产稳产，提高区块采收率具有重要意义。为此我们与采油院和井下合作，积极开展了重复压裂工艺技术。 大斜度井压裂管柱示意图 89加厚油管 校深短节 水力锚 隔器 : 座封球座 割缝喷砂器 底部球座 5 （ 1） 、重复压裂前储层评估技术 重复压裂井层压前评估是重复压裂选井、选层的第一步，重复压裂评估质量的高低直接影响重复压裂工艺的制定及重复压裂效果。对某一井层进行重复压裂前，必须对以下四个方面的问题予以解决：（ 1）重复压裂井的现状。（ 2）考察初次压裂后的生产历史，确定油层能量及可采储量。（ 3）评估初次压裂缝有效程度及失效原因。（ 4）进行初次压裂及油藏生产历史进行模拟。进行油藏模 拟及压裂模拟的目的在于评价初次压裂作业的以下参数：产层内的支撑缝长、支撑缝高、支撑裂缝的导流能力及油藏有效渗透率等。通过重复压裂井层的现状分析，掌握重复压裂井的地质特征和对动态资料进行潜力分析，为选井选层提供依据。 重复压裂井层须具有较高的压力系数，具有重复压裂的能量基础，而且大多具有较低的采出程度，具有重复压裂的物质基础。 （ 2） 、重复压裂选井技术 根据对重复压裂机理和对重复压裂井失效原因分析，重复压裂应遵循下列选井选取层原则： 1、重复压裂层段管外无串槽，无套变或该套变可用井下工具予以封隔。 2、油井必须有 足够的剩余可采储量和地层能量。 3、前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败。 4、前次压裂生产情况良好，支撑效率低或规模不合理。 5、前次压裂效果不错，但未对整个改造层段形成有效的支撑裂缝。 6、前次支撑裂缝长度虽然很长，但裂缝导流能力不够。 7、前次压裂成功，但由于压井作业后造成油层污染不出油。 重复压裂选井选层中，应重点注意两个方面的问题：一是油层的 6 剩余可采储量，它是重复压裂后提高产量的物质基础；二是地层的能量，它是影响重复压裂时机、重复压裂成败及有效期的关键。 在吸取国内外选井选层的成功经 验的基础上，结合文南油田的具体实际情况可以应用以下两种选井选层方法： (a)种方法是在掌握重复压裂井层与对应注水井层地质条件与生产历史的基础上，使用油藏现有的生产日、月报表、小层数据等资料数据，经注采井小层对比，找出生产井中相对受效低、动用程度差、但仍具有生产潜力的储层作为重复压裂候选层。 (b)据压裂井构造、井况、储层物性、生产历史、采出程度等动静态资料，进行综合分析，对压裂井进行风险评估及效益综合预测，根据预测结果，决定压 裂与否，降低压裂风险，提高压裂效果。 （ 3） 、 72 块砂三中及 88 块重复压裂特点 上半年重复压裂井数据统计表 井号 压裂日期 加砂量 层厚度 m 加砂强度 m3/m 累计增油量 t 破裂压力 2 423 6 1061 2 425 5 1446 2 473 1023 61 72 491 9 22 675 2 135 1046 33 41 1 116 8 6 2 13 487 82 72 423 0 158 2 498 4 上半年重复压裂的 9 口井的统计数据可以看出： a、 压裂规模和加砂强度大，突破了传统观念的限制。 9 口重 7 复压裂井中单井加砂量在 40 口， 50 口，只有 1 口井加砂量为 35井平均加砂强度 2.9 m3/m，单井加砂强度最高达 4 m3/m。可以说规模是前所未有的。 b、 破裂压力和施工压力高，施工难度大。由于 72 块砂三中、 88 块属于高压低渗深层油气藏，再加上早期射孔不完善，压裂层存在不同程度的污染，破裂压力和施工压力异常高。特别是 88 6 井破裂压力高达 82常施工压力保持在 70上，施工难度很大。 c、 压裂效果好，基本呈现出增油量随加砂强度增大而增大 的趋势。尽管在 72 块砂三中和 88 块上开展大规模重复压裂的难度很大，但是压后效果非常好。除 72压裂后出水，未见增油效果外，其它井压 后增油效果非常明显。因而今后应该在降低施工压力，提高施工一次成功率上多做工作。 （ 4）、现场应用情况及经济效益分析 1份共实施 9 口井，截止 6 月 30 日累计增油 6206 t，累计增气 1049 口井投入压裂费用 700 万元，作业费用 90 万元，共计 790 万元。产出： 6206 元 元 入产出比： 1： 三、区块整体压裂改造技术 针对文南油田有些低渗透区块储层物性差，井网密度小，井距大，储量动用程度低，注采井网不完善，水井注水困难，依靠现有 工艺技术增油挖潜难度很大的实际情况，我们在文 33 块砂三上油藏积极开展了区块整体压裂改造技术。通过上半年的实施已经取得了理想的效果。 8 整体压裂技术的基本原理 是以油藏作为一个工作单元，进行开发井网与水力裂缝的优化组合设计，并预测其一、二次采油期产量、扫油效率以及采出程度等动态变化结果。同时使用近期发展的水力裂缝诊断与评估方法，检验实际的水力裂缝偏离优化设计所预测的程度以及压后实际效果偏离优化设计预测的程度，使优化设计转化为优化施工，并为进一步改进设计方案与认识地层性质提供资料。 整体压裂改造技术的优点： A、可 以抽稀开发井网密度，大幅度降低低渗透油藏的钻井数量，减少开发投入。 B、可以提高低渗透油藏的采收率。 区块整体压裂优化设计 文 33 块沙三上油藏埋藏深，岩石致密，渗透率低，井网密度小，井距大，储量动用程度低，注采井网不完善，水井注水困难，因此该区块以压裂改造为主，为此我们对压裂方案进行优化。 1、 压裂方式的选择： 目前国内外压裂方式主要有多层合压与分选压工艺。由于文 33 块 沙三上 层间物性差异大，吸水状况不均 ，注水困难，绝大多数水井注不进，地层能量得不到补充，产量持续下降，因此沙三上早期的井大部分上返沙二下利用，开 发井多为近几年的调整井，射开层系比较单一，井况比较好，因此压裂方式主要以合压为主，填砂分压和卡封分压为辅。 2、 地层破裂压力梯度的确定 根据本区块压裂井破裂压力计算，破裂压力梯度在 00m,或者取临井同层段的破裂梯度。 9 3、 施工排量的确定 根据本区块地质特征和比较成功的施工井例的经验数据，认为施工排量在 间最佳，对于离断层较近的井应适当控制排量，防止裂缝延伸至断层，影响压裂效果。 4、 施工泵压预测及管柱确定 地面施工泵压可以按下式计算： P 中： 裂压力， f管路摩阻， 据不同管柱和排量可以用经验公式 计算出来。 柱压力， 后根据压裂井完井套管的承压能力选择施工管柱。根据文 33 块沙三上开发井的实际特点，主要选择结构简单，管柱摩阻低的油套混注压裂管柱。 5、 合理缝长的确定 对于低渗透油藏压裂后裂缝越长越好，但是考虑到裂缝方位以及对应水井井距和临近油井的井距，裂缝长度最好控制在井距长度的一半，有效支撑缝长为压开缝长的 90。鉴于文 33 块沙三上井网密度小，井距较大，注采井网不完善的实际情况，设计缝长可以适当加 大。 6、 砂比的确定 从理论上讲施工砂比越大，支撑缝宽越大，裂缝导流能力越高， 增产幅度也越大，但是从该区块施工井结果来看，施工平均砂比达到20以上，增油效果就比较理想，设计最高砂比最好不超过 45，从以往施工情况看，最高砂比超过 40，压裂砂堵的风险明显加大。 7、 裂缝方位的确定 文 33 块主断层呈北北东走向，根据以往该区块压裂井裂缝监测结 10 果，裂缝方位平行于主断层的走向，因此该块裂缝方位主要是北北东走向。裂缝方位的确定对优化压裂设计意义重大。 现场应用情况及经济效益分析 33 块沙三上压裂效果统计表 序 号 井 号 措施日期 累增油 (t) 累增气 104效期 (d) 备 注 1 3303 84 2 3316 02 3 33 注 4 3393 8 5 3369 5 6 33 7 338 孔压裂 8 3387 4 业压裂 9 3313 8 业压裂 10 33792 7 11 3373 5 业压裂 12 3345 1 13 3397 8 14 332 1 15 3312 3 注 16 合计 6500 1份共实施 16 井次，累增油 6500t，累增气 104详见上表）。投入压裂费用 657 万元，作业费用 160 万元，共计 817 万元。产出： 6500 元 元 元。投入产出比： 1： 1。 四、气井压裂技术 针对我厂天然气产量比较被动的局面，我们加大了气井压裂的工作量，由于历年来气井压裂的总体效果较差，我们 认真分析总结了气井压裂效果较差的原因，主要原因为气层滤失量大，压裂液返排率 11 低，压裂液滞留气层造成对油气层的伤害，压后井筒易积液导致水锁效应。针对以上原因，主要采取了压裂液加入液氮，压后立即放喷等措施，提高压裂液返排率；采取前置液中加入粉砂及降滤失剂减少液体的滤失，提高压裂液有效率；加大压裂规模，提高砂比，延长压裂有效期；对于压力低的气井压后采取液氮助排，减少井底积液影响气井产能。 优化气井压裂设计 在气井压裂论证阶段，对井的基本情况进行详细的资料调查，做到设计心中有数，针对气井压裂中容易出现的问题，采取相应 的措施，优化压裂设计，优化裂缝缝长，造长缝，提高气井压裂效果。 前置液中加入液氮 在今年的压裂施工中，尝试了在压裂液中加入适量的液氮，在压裂后由于压力扩散，温度升高，分散在液体中的液氮体积膨胀，有利于液体的返排，提高液体返排率，减少压裂液的滤失量及对地层的伤害，提高压裂效果。 针对气层滤失量大，采取了降滤失措施 气层一般渗透率比较大，压裂时液体的滤失量大，容易造缝不足导致砂堵，并且滤失的液体对地层造成不同程度的伤害，主要才取在前置液中加入 径的粉砂，或则加入油容性树脂作为降滤失剂， 可以很好的起到降滤失的作用，现场应用效果较好。 裂缝强制闭合、快速放喷技术 影响气井压裂效果的一个主要因素是压后液体返排率低，压裂液 12 滞留地层时间长，容易造成对地层的伤害和井底积液，影响压裂效果。针对这种情况，应用裂缝强制闭合技术，主要采取加大破胶剂用量，压后 3嘴立即放喷，且采用两套流程，保证连续放喷，提高气井压裂液返排率，减少液体对地层的伤害。 对于压裂放喷后压力较低的井采取液氮助排 针对地层压裂较低的气井，压后没有自喷能力的气井，及时采取液氮助排诱喷技术，减少井底积液，提高气井产量。 气井压裂应用情