低渗油气藏水力压裂技术(复合压裂)

2023年2月2日低渗透油气层压裂技术

汇报内容一、低渗油气层的特点及压裂存在的难点二、水力压裂存在的主要问题三、国外低渗油气层水力压裂情况四、低渗油气层压裂情况(复合压裂)一、

低渗透油气层的主要特点及压裂改造存在的难点1、低渗油气藏储层特征（1）基质低渗、特低渗；（2）孔喉细小；（3）比表面大；（4）存在启动压力；（5）应力敏感性突出；（6）粘土矿物与其它充填矿物；(7)大部分有微裂缝存在；（8）岩石致密，地应力高。2、低渗油气层水力压裂的困难：（1）基质低渗、特低渗：

压力传导慢，要求压裂规模较大，扩大泻流面积。（2）孔喉细小，比表面大：孔喉细小，比表面大造成了高束缚水饱和度。而在储层原始状态，原始含水饱和度一般大大低于束缚水饱和度。外来水基液体一旦与储层接触，地层强烈吸水。水量增加形成的水膜（水合层）使油气流道减小，甚至产生完全水锁。低渗油层吸水伤害可达25%～50%；特低渗油层可达50%～90%；致密气藏更为严重，很多实例可以说明气井在作业过程中若操作不当会造成减产、停产，且产能不能恢复。（如桥61井）。气测渗透率（mD）水锁严重程度SW<10%SW10—20%SW20—30％SW30—50%SW>50%K<0.1mD严重严重中等中等较弱0.1<k<1mD严重中等较弱较弱弱1<k<10mD严重中等较弱弱无10<k<100mD中等较弱弱无无100<k<500mD较弱较弱无无无k>500mD弱无无无无水锁损害程度与渗透率及含水饱和度的关系(樊世忠)注：严重－油/气有效渗透率可能下降90％；

中等－油/气有效渗率可能下降50—90％；

较弱－油/气有效渗透率可能下降20—50％；

弱－油/气有效渗透率可能下降0—20％；

无－对油/气有效渗透率几乎无影响。

水锁效应与初始含水饱和度和渗透率值有密切关系。初始含水饱和度和渗透率越低，水锁损害越严重。（4）非达西渗流规律造成启动渗流压差：低渗储层固液界面上的表面作用、毛管作用、电化学作用增强，导致非达西渗流的启动压差。这导致了储层抵抗伤害的能力极差，伤害后的恢复能力极差。这就对压裂后放喷时机要求特高。

（5）应力敏感性和干扰应力：低渗透储层因依靠微裂缝导流，因此有较强应力敏感性，而有些情况下应力敏感性伤害不可恢复。这就对压后放喷速度提出要求。

（6）粘土矿物与其它充填矿物：低渗透的主要原因是孔隙中粘土矿物存在，存在的方式为孔衬和充填，且多是敏感型矿物，含量在5%～20%，形态多为膜状、桥状、团状、鳞片状等，与水作用后膨胀、分散。这种水敏性伤害一般达40%，最高80%～90%。这是水基流体打开储层伤害的第二位影响因素。

（7）微裂缝：微缝提供了主要流道，缝面孔是沟通储集体与微缝通道的门户，是主要保护对象。保护由缝（天然缝、人工裂缝）、到缝面孔、到储集体。（8）岩石致密，应力高，导致破裂压力和裂缝延伸压力高。

二、压裂存在的问题加砂规模小，砂比低对地层和裂缝处理技术单一入井液对油气层的伤害大压裂工艺技术针对性不强压裂液滤失量大，效率低裂缝宽度较小、铺砂浓度低，施工易砂堵压后管理不科学压裂后稳产时间短,累计产量低三、国外低渗油气层水力压裂情况1、在印第安纳州格伯桑县对萨利姆层的一口油井。物性：h:3.66m;:5%;k:0.42×10-3m2最初完井时，用浓度5%的8500加仑（32m3）稠化盐酸预处理，然后进行加砂压裂，加砂1430Kg。压后初产1.59m3/D，但30天内迅速递减到0.48m3/d。八个月后，又用15%的盐酸进行了酸化，酸化后初产1.27m3/d，但7天内递减到0.48m3/d。又3个月后，进行水力压裂：压裂液为胶化水（112.5m3），100目粉砂9100Kg，20-40目砂26390Kg，10-20目砂2275Kg，排量3.2m3/min，最高砂比960Kg/m3。压后初产122m3/d，120天后产量14.3m3/d。（SPE6627）2、Molve、Kalinovac和StariGradac三个凝析气田上进行了压裂。这三个气田都位于匈牙利边境附近的北克罗地亚地区，是Pannonian盆地内Drava拗陷的主要组成部分。（SPE226-232）与压裂试验有关的岩性如下：（1）裂缝孔隙度和渗透率发育的泥盆系碳酸盐片麻岩；（2）三迭系下统石英岩和中粗碎屑岩，带明显的微裂缝及孔洞性孔隙；（3）来自Molve和Kalinovac气田、三迭系中统极不均质的早生白云岩（有几乎垂直的裂缝）以及来自StariGradac气田为粗碎屑岩；（4）Molve气田侏罗系下统晚生鲕粒白云岩；（5）Molve气田第三系中新统碳酸盐类岩石。Kalinovac气田同一地质年代的地层为低渗碎屑岩。StariGradac气田在该层不含烃类。三叠系和侏罗系的白云岩非均质现象十分严重，它有大量与主构造线平行、南—西南走向的裂缝。埋藏深度（m）3300-3800净厚度（m）10-100孔隙度（%）4-10含水饱和度（%）30-50渗透率（md）0.003-30原始地层压力（MPa）45-49地层温度（C）180-195破裂梯度（Mpa/m）0.017-0.023

地层参数表分项Molve气田Kalinorac气田SG气田井号152325263133351112埋藏深度（m）33073527334033153378344033253465356037853766净厚度（m）54161006533/3066504155缝高（m）1003310010043/7566355958地层压力（MPa）46.544.043.444.543.4/47.747.544.749.947.6地层温度（C）180180180180180180180180180196193渗透率（10-3md）10032003160/744150545孔隙度（%）1051077/67454最小水平应力（MPa）55.966.455.375.065.6/54.259.065.065.296.2压裂液类型①IIIIIIIIIIIIIII压裂液量（m3）9071681050895983529459102503141020总液量（m3）1723245143512601474474152417563885321892加砂量（t）ISP133//10468/105184//66HSP495541964413838216398101164442最大加砂浓度（Kg/m3）1200120020006007207008401200120013501100施工排量（m3/min）4.83.25.64.05.64.04.84.84.05.65.6施工注释②CCCTSTSCCCC产量注释③EDEDGDEFEEE

油藏资料与压裂参数

方案1方案2调整液量（m3）140前置液量（m3）300前置液量（m3）145携砂液量（m3）830压裂液量（m3）660压裂液量（m3）680加砂量（t）850104（ISP）加砂量（t）85074（ISP）490（HSP）408（HSP）加砂步骤70m3+120Kg/m3（ISP）加砂步骤55m3+120Kg/m3（ISP）90m3+240Kg/m3（ISP）55m3+240Kg/m3（ISP）155m3+480Kg/m3（ISP）150m3+480Kg/m3（ISP）140m3+720Kg/m3（HSP）150m3+720Kg/m3（HSP）140m3+840Kg/m3（HSP）75m3+840Kg/m3（HSP）115m3+960Kg/m3（HSP）75m3+960Kg/m3（HSP）75m3+1080Kg/m3（HSP）75m3+1080Kg/m3（HSP）65m3+1200Kg/m3（HSP）60m3+1200Kg/m3（HSP）排量（m3/min）4.8排量（m3/min）5.6（前置液）4.8（携砂液）

典型施工方案

压裂效果Mol-15井该井于1986年夏季压裂。优化设计的裂缝半长为820m。一年期净现值为10.9*106美元，两年期为18.5*106美元。最佳裂缝半长（xf）为820m时的加砂量应为1450t。实际上只加了579t，实际裂缝半长为400m。相应的无因次裂缝导流能力为FCD=7。实际施工效果为1年期净现值9.6*106美元，2年期为15.1*106美元。动态预测一年内日产量为2.3*105m3/d，实际日产量为2.4*105m3/d，年累计1.1*108m3。而优化设计效果为（同时期对比）日产量3.2*105m3/d，年累计1.5*108m3。压裂后不稳定试井求得其裂缝长为340m。

四、低渗油田压裂情况(复合压裂)中原油田桥口白庙深层气层压裂地质简况

桥口—白庙地区是一个油气资源很丰富的地区，1987年探明天然气地质储量216.73亿米3，并发现桥口地区分布有沙三3和沙三4亚段两套含气层系，白庙地区沙二下---沙三4亚段各层系以含气为主，获工业气流的井层主要分布在沙二下、沙三1和沙三2亚段。桥口气田气层综合地质特征：最深的气层见于4744.0；含气井段长，最长的超过1000m；一般为粉砂岩，岩性致密，胶结物含量高达17.5%；单层厚度薄，一般0.5-2m，最大7.8m，物性和厚度横向变化都较大，相邻井之间砂层对比非常困难。平均孔隙度为9%，渗透率0.3*10-3μm2。沙三3和沙三4亚段最高压力系数为1.49。凝析油含量400-1000g/m3，为高含凝析油的凝析气藏。

白庙气田气层综合地质特征：它与桥口气田地质特征相类似，所不同的是它的储层物性相对较好些，气层平均孔隙度为11%，渗透率11*10-3μm2。自上而下物性由好变差，单井产量由高变低，层间差异较大，沙二下气层孔隙度15.5%，渗透率为9.9-39.3*10-3μm2，而沙三3-4气层物性很差，平均孔隙度7.5%，渗透率小于0.5*10-3μm2。各个层系最高压力系数为1.6。复合压裂技术

通过压前地层预处理，优选压裂液体系和支撑剂，采用变粘度、二次交联、复合破胶、复合降滤、变支撑剂粒径、变排量、高砂比、优化加砂程序、强制闭合等工艺技术，尽可能地消除和减小地层伤害，改善支撑剖面，提高裂缝导流能力，实现压后增产和有效期的延长。低伤害

高导流

深穿透技术思路

饱填砂技术特点

A.酸预处理优化依据粘土矿物粘土矿物中离子孔衬充填沉淀滤饼、滤失带压裂液滤饼伤害严重spe28529蔡振华刘洪升张洁－23%《10%－30%

2mm8-68%

－3%－10%

10%压裂过程中压裂液的伤害主要包括滤液对地层的伤害和滤饼对支撑裂缝的伤害。前一种伤害通过开发防膨剂、助排剂、破胶剂等得到较好解决，后一种伤害，即这种过于稳定的聚合物基压裂液及其残渣对裂缝导流能力的伤害直到八十年代后期才引起了重视，以颗粒形式使用的破胶剂无法解决内滤饼的伤害。

防止粘土膨胀，颗粒运移、沉淀改变岩石物理性质(K、等)强化破胶提高返排率前置酸和后置酸解除地层污染降低表面张力酸化前后岩心基本参数隔离液后置酸顶替施工过程前置酸停泵井筒温度场变化情况（地面温度18℃）B.低浓度变粘压裂液体系压裂过程中裂缝内温度变化模拟压裂施工结束时裂缝内温度场模拟降低聚合物的浓度，采用二次交联和复合破胶技术，优化压裂液配方，研究适合高携砂性能的变粘压裂液体系交联剂的类型交联时间（min）剪切降解pH范围OCB-Ⅰ2-10可调无11-14OCB-Ⅱ2-8可调无11-14OCB-Ⅲ0.5不可调有10-13交联性能表变粘压裂液流变曲线前置冻胶液：340-180mpa.s；携砂液：240－100mpa.s二次交联延迟交联

压裂液的二次交联性能实验曲线

复合降滤1#降滤剂2#降滤剂基质滤失裂缝滤失未加降滤失剂固体降滤失剂固体+液体降滤失剂不同降滤措施下滤失系数a：没加破胶剂交联冻胶b：加入3/万胶囊破胶剂c：加入2/万APS+2/万双氧水复合破胶实验胶囊破胶

快速破胶

压裂井返出液的PH值和粘度压裂液表面活性优选注：蒸馏水的表面张力为：72mN/m

在压裂液加入4／万FC－3B表面活性剂

压裂液聚合物浓度对铺砂层的伤害试验胍胶浓度增大，对导流能力的伤害也加大，胍胶浓度由0.4％增加到0.5％，导流能力下降11.3％压裂液用量对导流能力的影响

C：支撑剂优选20/40目（0.45-0.90mm)支撑剂物性评价破碎率(86Mpa)7.783.624.3315.3（80MPa）粉陶和粗陶性能表根据以上实验数据选用支撑剂：粉砂(70/100目)

7#；中陶（20-40目）5#；粗陶(12/20目)9#。高闭合压力（大于30MPa），分段放置的支撑剂的导流能力最大，另两种导流能力接近。支撑剂的目数不同，与其他结果不同。12/20目的粗陶粒支撑缝口的作用，70/100目的粉陶支撑缝端支撑微裂缝起防，20/40目支撑剂放在中间支撑。三种组合随中间组分比例的增加导流能力逐渐增大，闭合压力增大，差距减小，原因是支撑剂被压碎后，其孔隙通道被残渣堵塞，粒径不同所造成的影响变小，三种支撑剂的比例在1：3：1导流能力最大。

20/40目支撑剂的粒径较大，导流能力较高，比例增加导流能力有所增加。闭合压力增加，优势逐渐减小。原因是支撑剂的破碎造成的。20/40目与70/100目3：1组合有较高的导流能力又能起到防砂的作用。不同铺砂浓度导流能力实验

铺砂浓度大于10Kg/m2应用了粉陶0.09-0.224mm（70/100目）支撑剂支撑微裂缝，扩大泄流面积。中陶粗陶高铺砂浓度支撑，提高主裂缝的导流能力。D.高砂比

平均砂比>40%最高阶段砂比：90%E.变排量

由低到高,高到低F.快速放喷

时机、速度

控制裂缝支撑剖面

放喷时机、放喷速度减少压裂液对地层伤害利用余压，返排出尽量多的压裂液传统返排的缺陷

2000米动液面是个拐点，在2000米以上时，裂缝导流能力下降较快，大于2000米后，下降趋势趋于平缓。因此，对压后自喷排液的井，开始时一定要控制流量。

工艺演示

现场应用油井24口,气井19口;最小压裂井段深度2471.5m、最大压裂井段深度4363.6m；最小压裂厚度3.8m，最大18.8m，最大地层温度159℃；最大施工排量6.2m3/min，施工平均砂比45.2%；最大加砂量87m3，最大阶段加砂比90%；施工成功率96%，有效率90.7％。应用情况复合与常规压裂效果对比表（油井）24口油井平均单井日增液15.1m3/d，日增油8.9t/d，平均单井累增油2164.3t，平均单井有效期410d(统计至2005年7月份中旬,6口井仍在有效期内)累增油51942.8t油区工艺压裂井层(层)井深(m)加砂强度(m3/m)平均砂比(%)平均单井日增油(t/d)平均有效期(d)桥口复合92446.5-4001.14.645.28.14546常规62425.6-3502.31.625.66.5200马厂复合82704.8-3159.24.445.69.0307常规72688.5-3155.81.526.25.2150应用效果复合压裂与常规压裂效果对比表

（气井）油区工艺压裂井层(层)井深(m)加砂强度(m3/m)平均砂比(%)平均单井日增气(104m3/d)平均有效期(d)桥口复合113831.6-4363.64.3145.52.90508常规124074.3-4504.43.1324.30.74135白庙复合73106.0-4032.34.1145.12.03425常规222889.4-4240.83.3725.50.46166应用效果

复合压裂CO2泡沫压裂段塞增能压裂井层732单井日增气（m3）143202502017800单井累增气（*104m3）382.715352.3应用效果复合压裂与CO2泡沫、段塞增能压裂效果对比（白庙）复合压裂与CO2泡沫、段塞增能压裂效果对比（桥口）

复合压裂CO2泡沫压裂段塞增能压裂井层1116单井日增气（m3）245001718914329单井累增气（*104m3）331188210应用效果延长了稳产期桥66-6（复合）和桥66-8（常规）对比应用效果取得了桥口、白庙深层凝析气藏压裂改造的突破典型井:桥76井储层参数:层位沙三下井段3919.4-3963.6m，厚度24.8m，7层孔隙度8.7-12.6%，有效渗透率0.568md含油饱和度25.8-46.5%，电测解释为气干层，地层温度148℃应用效果应用效果复合压裂设计及施工参数：预前置酸：18m3变粒径：0.15-0.225mm粉陶15m3；0.45-0.9mm中陶