头台油田难采储量压裂试验进展及取得认识课件

1、大庆头台油田开发有限责任公司2014年8月头台油田难采储量压裂试验进展及取得认识目 录第二部分第四部分第一部分 第三部分头台油田开发存在的主要问题水平井分段压裂试验斜直井缝网压裂试验斜直井清水小缝网压裂试验第五部分下步工作安排 头台公司主要开发头台油田扶余油层和永乐油田葡萄花油层，含油面积224.4平方千米，探明地质储量7656.6万吨 开发油层探明储量状况表 头台公司开发油层分布图一、开发概况 1、储量动用状况差，储采比长期较高。受裂缝水淹、储层发育差等影响，长关井及低产低效井比例大，占油井数的44.8%两套水驱油层油井产量分级统计表二、开发存在的主要问题产量分级 井数(口)比例(%)砂岩(

2、m)有效(m)日产液 (t)日产油 (t)含水 (%)平均单井累产油 (t)备注长关井0339 21.7 14.0 8.6 2205 无效井0qo0.25306 19.6 11.2 7.0 1.00 0.06 94.0 2389 捞油井102口低效井0.25qo0.454 3.5 8.7 5.3 1.25 0.30 76.0 4076 捞油井4口三类效益0.4qo1503 32.2 12.3 8.1 1.35 0.66 51.1 2990 捞油井17口二类效益1qo2247 15.8 15.6 10.4 2.18 1.32 39.4 4801 一类效益qo2113 7.2 13.6 9.8 4

3、.31 3.05 29.2 4711 合计合计1562 100.0 12.6 8.2 1.46 0.73 50.0 3169 2、天然裂缝发育，暴性水淹现象严重，侧向驱替作用弱 一是两套油层天然裂缝发育，注水一年后92%的东西向油井陆续水淹油层最大主应力最小主应力数值(MPa)方 向数值(MPa)方 向扶余32-38NE80-11027-300葡萄花32NE8025NW10储层应力分布状况源12-108井水驱前缘测试结果茂加59-90井水驱前缘测试结果 二是在212米排距下，二类区块注水一年，产量递减幅度高达46.9%，两年后为29.0%；加密到70m排距后老井产量上升仍不明显212m排距下产

4、量递减情况统计表分类井数(口)初期注水一年注水两年日产液(t)日产油(t)含水(%)日产液(t)日产油(t)含水(%)产量递减幅度(%)日产液(t)日产油(t)含水(%)产量递减幅度(%)一类616.8 5.7 16.3 5.0 3.5 30.3 38.6 4.3 3.2 26.1 9.8 二类835.2 4.5 12.4 3.2 2.4 24.2 46.9 2.4 1.7 29.6 29.0 三类454.2 3.3 20.6 2.8 1.7 38.7 49.3 2.1 1.0 51.5 39.4 加密排距缩小后受效情况统计表 3、两类井开发差异大，递减率居高不下。东西向油井液量高、含水高；非

5、东西向油井液量低、含水低东西向井产液量及含水分级图非东西向井产液量及含水分级图 4、措施潜力小、效益差，常规措施补产难。单井初期日增油由2008年2.9吨下降到2013年的1.3吨，年度投入产出比由1:7.1下降到1:1.12008-2013年措施效果对比曲线常规措施效果统计表措施类型井数(口)措施前措施后差值单井年度累计产油(t)年投入产出比日产液(t)日产油(t)含水(%)日产液(t)日产油(t)含水(%)日产液(t)日产油(t)含水(%)一次压裂350.80.717.53.222.7 17.4 2.4 2.0 -0.1 1201：1.5二次压裂260.50.418.50.6 0.5 15

6、.2 0.1 0.1 -3.4 721：0.9转向压裂501.10.829.92.8 1.6 42.6 1.8 0.9 12.6 961：1.1径向钻孔241.60.942.72.4 1.4 40.7 0.8 0.5 -2.0 1111：1.3水平侧钻101.10.463.63.5 2.1 40.0 2.4 1.7 -23.6 2001：1.12.02.31.71.31.42.97.15.55.93.81.131.1402468200820092010201120122013年份初期单井日产油(t)投入产出比目 录第二部分第四部分第一部分 第三部分头台油田开发存在的主要问题水平井分段压裂试验斜

7、直井缝网压裂试验斜直井清水小缝网压裂试验第五部分下步工作安排特低渗透地应力差异大微裂缝发育2013年尝试应用缝网压裂技术措施动用效果差 通过采用清水造缝、基液携砂、大排量施工等工艺，提高地层净压力，实现高强度冲击，形成多向缝网，扩大渗流面积，提高单井产量目的常规压裂示意图缝网压裂示意图复杂裂缝单一裂缝针对扶余油层区块 茂503茂8井号茂42-斜75茂39-斜74茂加42-斜731茂39-67茂37-67投产时间1994年1月2012年7月2012年7月1994年1月1994年1月砂岩厚度(m)27.226.730.43628射开厚度(m)24.826.721.831.817.8射开有效(m)1

8、2.421.218.316.417.8孔隙度(%)10.710.710.712.112.1渗透率(mD)0.80.810.60.6控制含油面积(km2)0.1860.0450.0460.1650.084地质储量(104t)8.2232.9553.0215.6015.802累产油(104t)0.63980.05050.06620.34910.3041累产水(104m3)0.13470.03020.02970.39830.0711采油速度(%)0.46 1.71 2.19 00采出程度(%)7.78 1.71 2.19 7.15.24主力含油层位FI8、F1、F3FI8、FIII4a井网格局线状井

9、网70m排距线状井网300300反九点目前地层压力(MPa)8.3 压裂投产初期产量较好，但递减快，目前产量低 改造目的层厚度较大，在平面上发育稳定，含油饱和度较好 渗透率低，现有井网条件下，难以建立起有效驱动体系 固井质量良好，试验井地面环境具备大型压裂施工条件一、选井情况缝网压裂井选井情况统计表施工规模1500-2000m3/层施工规模1500m3/层 横向：依据砂体不同发育规模确定不同施工规模 纵向：兼顾非主力油层，提高薄差层改造率 提高砂体对可采储量的控制程度缝网压裂施工设计参数表 井网：线状井网 主要开发层系：FI8、FII1、FII3 平均渗透率：0.810-3m2 有效孔隙度：1

10、0.7% 平均单井初期产油1.7吨 1年后下降到1.0吨以下二、参数优化情况2013年10月现场实施2口井，为提高地层净压力，优化注入工序茂42-斜75井F34a层压裂施工曲线阶段工作液作 用一滑溜水粘度越小，缝内压力变化越小，压力传导越远，便于产生缝网二清水控制缝网形态，延伸主缝长度三滑溜水进一步扩大缝网控制体积四改性胍胶（40-70目陶粒）小粒径支撑剂则更易进入到细小的裂缝中起到支撑作用五改性胍胶（20-40目陶粒）支撑较大的裂缝六替挤液保证最后一批尾砂刚好进入裂缝口处就停止施工缝网压裂现场施工注入工序茂42-斜75井F34a层压裂施工曲线时间（小时.分.秒）滑溜水清水滑溜水大粒径携砂液替

11、挤液时间试压小粒径携砂液三、现场施工情况 微地震监测显示：缝网形态为东西向主裂缝控制下的长方形缝网带，伴随开启NE60支缝及东西向释放缝邻井压力监测曲线 地层压力监测显示：相邻油水井压力变化小于0.5兆帕，南北向波及范围小井号层位规模（m3）缝长（m）能量宽度（m）缝高（m）波及体积（104m3）左翼右翼茂42-斜75FIII4a150021119958.18.512.55FII1a-b150020620551.91317.63FI7a150017020084.51022.03FI3a150019019374.81120.2茂39-斜74FIII4a200018819657.8812.21FI

12、I3a150016019853.21216.22FII1b150016724341.2710FI8b200023421163.4917.86FI3a-4a200018425253.71424.87平均1666.719021059.810.317.06裂缝开启情况统计表 2013年10月份现场实施2口井，措施后初期平均单井日增油17.6吨，截止7月底，平均单井日增油2.5吨，平均单井累增油1190吨，目前仍有效四、措施效果跟踪情况五、对比分析 与外围厂缝网压裂井相比，头台油田2口缝网压裂井，在选井选层上、规模上优于其他单位，压后生产近300天后，平均单井日增油仍为2.5吨2013年不同采油厂缝网

13、压裂井措施效果对比表采油厂井数(口)平均段数(个)单井总液量(m3)单井总砂量(m3)平均单井压裂有效厚度(m)压前平均单井产量压后初期平均单井增产目前平均单井增产(7月31日)平均计产天数(天)平均单井累计增油(t)单井施工费用(万元)日产液(t/d)日产油(t/d)含水(%)日增液(t/d)日增油(t/d)日增液(t/d)日增油(t/d)七厂1746541.8110.313.41.20.461.49.93.24.21.4385673.2520.8八厂94 4804.9 99.7 8.8 0.5 0.3 40.0 23.6 4.2 5.51.5237498.7445.8 九厂723000.0

14、62.15.40.60.58.410.03.72.41.4208576.1422.7十厂45 6722.8 103.8 14.2 0.3 0.3 3.3 17.8 4.1 2.11.3245551.7590.4 榆树林435375.0 89.0 12.2 1.0 0.7 29.2 21.1 9.6 4.62.53361193.6539.1 头台25 7275.0 124.0 16.5 2.3 1.5 33.3 58.0 17.6 3.52.52941190548.7 与常规压裂相比，前置液用量增加80倍，施工费用增加16.9倍，截止7月底，累计增油量提高到8.1倍，平均单井返排率达到77.5%

15、，且持续有效压裂工艺压裂井数(口)平均单层前置液用量(m3）排量(m3/min)压前平均单井产量(t)初期平均单井日增产(t)稳定期平均单井日增产(t)平均单井累计增油(t)措施有效期(天)单井压裂施工费用(万元)投入产出比备 注液油液油液油常规压裂152031.9 1.4 2.31.31.10.7139.122632.51:2.22缝网压裂2160082.31.557.917.65.23.71190294548.81:0.98持续有效对 比80倍0.40.125.2倍13.5倍4.7倍5.3倍8.6倍6816.9倍扶余油层缝网压裂与常规压裂措施效果对比表 一是缝网压裂可实现高效增产。通过提高

16、人工裂缝的波及范围，达到措施后初期单井产量比常规压裂提高4.7倍的好效果，提高特低渗透储层动用程度，实现单井高产的目的缝网压裂井裂缝情况表常规压裂裂缝监测成果图缝网压裂裂缝监测成果图六、取得的几点认识 二是具有制约性与优势并存的特点。扶余油层地应力差异较大，影响除最大主应力方向外的裂缝开启；但天然裂缝较发育，有效沟通人工裂缝，能够实现网状裂缝油田统计井数（口）心长(米)裂缝条数(条)裂缝频率(条/米)合 计扶一组扶二头台382707.51550.0540.0830.039榆树林343643.0440.0120.0210.008肇州251737.3460.0260.0350.021朝阳沟2523

17、36.11080.0460.0720.044肇源141003.6310.0310.0460.011平均12611425.53840.0340.0530.024大庆外围各油田裂缝发育状况统计表水平应力方向分布图 三是可推广至扶余油层加密区块。裂缝监测结果表明，缝网压裂可形成缝半长为20035m的缝网带，因此扶余油层加密区块（排距为70m）也可以开展缝网压裂 四是存在的主要问题。 地应力差异较大，裂缝多呈条带状，南北向裂缝波及范围小； 措施后产量递减快，注采关系不完善，地层能量补充不足； 废液返排量较多，安全环保压力大； 施工成本较高，阶段性投入产出比低目 录第二部分第四部分第一部分 第三部分头台

18、油田开发存在的主要问题水平井分段压裂试验斜直井缝网压裂试验斜直井清水小缝网压裂试验第五部分下步工作安排常规压裂的单一缝清水小缝网压裂的多条分支缝缝网压裂的复杂网状裂缝规模大，组织施工困难地质条件、地面条件等制约因素多尝试清水小缝网压裂试验费用高，成本回收慢针对缝网压裂 压裂液：低磨阻、高滤失性的滑溜水 排 量：尽可能大的排量，最低5m3/min 规 模：单层100m3左右，强度35m3/m 清水小缝网压裂参数设计 投产初期产量较好，但递减快 措施井地质条件略差，但附近具有储 层条件较 好的河道砂体 井排距较小，但注水受效差 固井质量良好，具备大排量施工条件选井原则清水小缝网压裂井措施效果统计表

19、区块序号井号起抽日期单层前置液用量(m3)措施前(t)措施后初期(t)7月31日(t)差 值(t)累计增油(t)压后投产天数(d)日产液日产油日产液日产油日产液日产油日增液日增油Y141YJ23-1063.91301.60.93.92.34.12.32.51.42141442YJ24-1053.91001.51.33.73.23.82.52.31.2234.71443Y20-1033.91001.213.63.12.92.51.71.5267.5144Y2014Y56-S1202.221001.31.23.22.92.11.90.80.7165.91595Y56-S1242.19801.10.

20、843.71.41.30.30.5307.1165Y1416Y30-1103.9900.90.84.344.33.93.43.1478.1144T1037T13-S303.91001.51.35.24.82.52.411.1379.61448T12-S253.291000.104.23.42.52.32.42.3321.5124平 均1001.2 0.9 4.0 3.4 3.02.41.81.5296.1146合 计9.27.332.127.423.619.114.411.82368.4前置液（滑溜水）携砂液（胍胶）替挤压力下降，支缝开启清水小缝网压裂施工曲线清水小缝网压裂裂缝监测成果一、现场

21、施工情况 一季度在2013年投产的次新井上实施8口井，初期平均单井日增油2.5吨，截止7月底，平均单井日增油1.5吨，平均单井累计增油296.1吨，目前仍持续有效源14区块清水小缝网井与同期常规压裂投产邻井产油量对比曲线清水小缝网常规压裂常规压裂投产清水小缝网压裂源141区块清水小缝网井与同期常规压裂投产邻井产油量对比曲线清水小缝网常规压裂常规压裂投产清水小缝网压裂台103区块清水小缝网井与同期常规压裂投产邻井产油量对比曲线清水小缝网常规压裂常规压裂投产清水小缝网压裂 一是措施效果对比。与同区块、同期常规压裂投产的邻井对比，实施清水小缝网压裂的井总产油量和日产油量都高，效果好二、与常规压裂对比

22、分析二是裂缝形态对比。清水小缝网压裂井裂缝监测结果显示，有多条主裂缝产生，并形成多条分支缝清水小缝网与常规压裂裂缝形态对比表井 号工艺类型排量（m3/min）总液量（m3）总砂量（m3）加液强度（m3/m）加砂强度（m3/m）设计缝半长（m）实际裂缝条数（条）实际裂缝长度（m）Y67-S69清水小缝网5-6217.7858.82.2805150-350Y32-S65常规压裂2.584.31920.14.51202200Y67-S69井清水小缝网裂缝监测成果 Y32-S65井常规压裂裂缝监测成果 一是经济效益好。裂缝监测结果显示，清水小缝网压裂与常规压裂相比，产生的人工主裂缝较多，且能够产生多条

23、微裂缝；与缝网压裂相比，产生的分支缝较少，波及体积较小。且清水小缝网压裂施工费用低，措施后3个月即可收回成本 常规压裂 清水小缝网压裂 缝网压裂370m84.5m波及体积:22.4104m3三、取得的几点认识 环保压力小。小缝网压裂工艺施工规模是大规模缝网压裂的0.1倍以下，仅是常规压裂的5倍，大幅度降低了压裂液返排量，有效缓解了压裂液处理压力 适用范围广。小缝网形成的分支缝少，裂缝控制体积小，不易发生压窜现象，更适用于小排距井网压裂选井要求；而且由于施工规模小，现场使用车组、设备少，现场配液无需挖掘蓄水池，对季节、地面环境要求低，很大程度扩大了选井选层范围二是技术优势明显 经济效益好。常规压

24、裂整体投入产出比1:2.22，大规模缝网压裂阶段投入产出比1:0.98，清水小缝网压裂阶段投入产出比1:3.28，且持续有效；措施效益好三是存在的问题 储层条件较差的井，实施该项措施效果不理想； 裂缝波及体积与缝网压裂相差大，施工排量有待进一步提高； 断层附近的措施井，易沟通断层，限制分支缝的开启第二部分目 录第四部分第一部分 第三部分头台油田开发存在的主要问题水平井分段压裂试验斜直井缝网压裂试验斜直井清水小缝网压裂试验第五部分下步工作安排转变开发观念由单纯依靠扩大开发规模向少井高产转变 2013年在葡萄花油层源201区块、源141区块及台103区块4口油井开展水平井开发试验，均采用压裂方式投

25、产隔层薄，无法分层改造单井产量低，措施动用程度差尝试水平井开发、压裂投产试验常规压裂裂缝形态单一PI2PI31PI32PI4横向裂缝针对葡萄花油层一、地质特征及油层钻遇情况源63-平121设计轨迹实钻轨迹设计轨迹实钻轨迹台15-平31砂岩钻遇率81%砂岩钻遇率72.6%砂岩钻遇率93%砂岩钻遇率78.1%水平井地质特征统计表 工艺管柱管柱及工具参数： 承压：80MPa 耐温：100 单趟管柱压裂段数15段 单趟管柱最大加砂规模210m3 最大卡距120m水平井双封单卡分段压裂管柱示意图 选取双封单卡压裂管柱。具有改造层段数无限制，针对性强，可反洗井，管柱结构简单，安全性高等优势 层段设计根据储

26、层物性、含油饱和度及钻遇情况合理划分压裂层段。对于靠近断层或临近水井的井段，减少压裂段数，控制缝半长及规模源63-平121（10段）源31-平111（10段）台15-平31（11段）台17-平35（8段）对于泥质含量较高层段(自然伽马值120)，压前加入适量土酸；对于低压区块的层段，每段加入0.9立方米助排剂，提高返排效率井 号压裂时间段数(段)钻遇层位孔隙度(%)渗透率(mD)砂岩厚(m)有效厚度(m)射开长度(m)总液量(m3)总砂量(m3)助排剂用量(m3)土酸用量(m3)排量(m3/min)Y63-P1219.30-10.210PI4-PI319.835.23.22.850.0 133

27、01364-5Y31-P11112.3-12.410PI320.2141.71.450.0 1280132984-5T15-P3112.7-12.811PI4-PI319.6193.31.855.0 13151189.9124-5T17-P354.15-4.168PI4-PI319.2183.42.226.0 2100169154-5平 均9.819.721.62.92.145.31506138.8 规模参数4口水平井压裂施工规模及参数统计表二、压裂工艺及参数设计情况三、现场施工情况部分层段岩性较差，裂缝难以开启，但通过多次试压能够建立有效裂缝Y31-P111井多次试压岩性较好，裂缝开启压力小

28、，且开启后有明显压降Y63-P121井个别层段位于油层下部的泥岩层，加酸压开地层后，出现砂堵迹象T15-P31井砂堵反洗后仍高压部分层段岩性较差，裂缝难以开启，但通过多次试压能够建立有效裂缝T17-P35井多次试压 投产初期，平均单井日产油12.4吨，截止7月底，平均单井日产油5.6吨，平均单井累计产油1924吨 四、应用效果 一是与常规压裂对比。与同区块斜直井常规压裂投产相比，水平井压裂投产可实现单井产量的成倍增长葡萄花油层水平井压裂投产与斜直井常规压裂投产效果对比表区 块油井类型压裂井数 (口)初期 平均单井日产量截止7月底平均单井日产量平均单井 累计产油 (t)投产天数(天)单井压裂 施

29、工费用(万元）液(t)油(t)液(t)油(t)源201斜直井24.64.33.83.4977.0 30724.6水平井138.832.614.112.55606.4300230.7 对 比8.4倍7.6倍3.7倍3.7倍5.7倍-79.4倍源141斜直井32.22.11.51.3373.831426.02水平井14.33.12.52.1621.1235202.0 对 比1.9倍1.5倍1.7倍1.6倍1.7倍-797.7倍台103斜直井42.42.21.41.3351.326926.8水平井28.87.0 4.64.0734.3169 271.6对 比3.7倍3.2倍 3.3倍3.1倍2.1倍-10010.1倍 二是不同地质条件之间对比。储层条件、油层厚度是影响单井产量的主要因素；水平钻遇长度、改造段数、油层泥质含量等因素对压裂效果也具有一定影响五、对比分析 一是水平井压裂投产，能够提高单井产量。葡萄花薄差油层水平井分段压裂投产开发，可进一步沟通难采储层，能实现难采区块的有效动用，达到少井、高产的目的 二是钻遇层段物性较差，可尝试穿层压裂工艺。在无三维地震解释资料的前提下，部分钻遇层段岩性较差，泥质含量较高，加酸处理后仍出现压不开、砂堵等现象，下步建议尝试应用穿层压裂等工艺 三