分層壓裂與控水一體化工藝技術研究課件

1、分層壓裂與控水一體化工藝技術研究匯 報 人 ：甄 建 兵完成單位：第三采油廠一、項目概要二、合同考核指標與實際完成指標的對比三、組織落實情況四、研究試驗情況五、解決的技術關鍵問題及主要創(chuàng)新點六、經(jīng)費使用情況七、現(xiàn)場應用情況及效益分析八、結論及建議目 錄一、項目概要隨著油田開發(fā)的不斷進行，許多低滲透油田進入含水期，產(chǎn)油量逐漸下降、含水上升，層內(nèi)層間矛盾日益突出，使油田生產(chǎn)面臨著嚴峻考驗，也導致低滲透油藏改造的壓裂措施效果變差，給壓裂技術提出了新課題，且籠統(tǒng)壓裂不能實現(xiàn)選層、分層改造的目的，因此在多層改造時優(yōu)選層位進行壓裂，同時針對高含水井探索提高產(chǎn)油量并控制含水上升的控水壓裂工藝技術具有非常重要

2、的意義。二、合同考核指標與實際完成指標的對比合同考核指標：1.進行現(xiàn)場壓裂施工2口；2.壓裂成功率大于90；3.壓裂有效率大于90；4.控水壓裂后含水率下降20以上。實際完成指標：1.完成現(xiàn)場壓裂施工4口；2.壓裂成功率100；3.壓裂有效率100；4.控水壓裂后含水率下降27.9。 完成情況：按照項目計劃安排，進行各項工藝技術研究和現(xiàn)場實施，完成了合同要求的研究內(nèi)容及指標。三、組織落實情況 項目確立后，及時成立了項目組，安排技術過硬、現(xiàn)場經(jīng)驗豐富的技術人員承擔課題，各項工作組織落實到位，達到了預期目標。目標：通過攻關研究，形成先進有效的針對長井段、多層數(shù)且含水較高的油井研究應用分層、控水壓裂

3、工藝技術，為第三采油廠所屬斷塊該類井的改造工作提供技術支撐。 （一）研究優(yōu)化出適合低孔、低滲儲層改造的低傷害壓裂液體系 在壓裂液方面，從降低傷害和降低濾失角度優(yōu)選壓裂液各添加劑，并進行諸如配伍、防膨、交聯(lián)、耐溫耐剪切性能測試、濾失及破膠等實驗研究。已完善具有良好耐溫耐剪切性能、濾失少、攜砂能力強、降摩阻、配伍性好、低殘渣、易破膠易返排的 SRJ速溶胍膠液體體系，從降低傷害角度提高改造效果。四、研究試驗情況不同植物膠稠化劑主要性能對比表 130壓裂液配方體系的耐溫耐剪切性能名稱外觀含水率 %水不溶物 %0.6%（干劑）粘度mPa.s殘渣含量mg/LpH值交聯(lián)性能一級羥丙基胍膠淡黃色粉末10.15

4、8.211106507良好，能挑掛特級羥丙基胍膠淡黃色粉末6.256.761054707良好，能挑掛SRJ速溶胍膠淡黃色粉末5.65.35963167良好，能挑掛（二）研究形成了針對低滲、多薄層壓裂改造的分層壓裂技術（1）分層壓裂措施改造方法研究 常規(guī)多油層全井壓裂只能針對其中的某些薄弱層進行改造，而其它大多數(shù)層位并未得到改善，往往是得到處理的層位并不是設計層位，因此改造效果受到很大影響，針對上述難題，項目組研究提出了不同條件下的分層壓裂技術。 主要根據(jù)精細應力剖面解釋結果、井筒條件及各層特征優(yōu)選機械封隔、投球、填砂注灰等配套工藝組合應用，增強分層改造的針對性。 （2）調(diào)研了國內(nèi)機械分層現(xiàn)狀，

5、提出了機械分層壓裂的應力條件 目前國內(nèi)2層分壓管柱比較完善，最多可以實現(xiàn)采用一次作業(yè)、四層分壓的工藝技術，該技術在四川應用。根據(jù)區(qū)塊特征提出了不同應力與目的層厚度條件下分層改造條件計算圖版，為機械封隔技術的優(yōu)選提供指導。（3）填砂注灰分層壓裂技術 根據(jù)施工井層分布特征，進行填砂注灰封堵實現(xiàn)對有效層的分層改造。留416-6井：壓裂井段2624.6-2650.0m 13.8m/4層射孔井段2624.6-2704.0m出水特征： 20、21號層已水淹（2666.0-2704.0m）封堵層位：21、22層分壓層位：17-20層填砂注灰參數(shù)：（灰面：2650.0m）投球分壓方法 依據(jù)儲層所有射開層段之間

6、破裂壓力或物性差異特征，首先壓開破裂壓力較低的層段進行改造，然后再注頂替液時投入堵塞球，將其射孔孔眼暫時堵塞，再提高壓力壓開破裂壓力較高的層段。 提出了堵球封堵有效性計算方法根據(jù)封堵球封堵過程中套管、孔眼條件下流態(tài)變化引起的封堵球受力分析，并結合壓裂過程中液體自孔眼進入人工裂縫過程中的受力分析，考慮攜帶液進入射孔孔眼流態(tài)的變化、孔眼摩阻和近井筒扭曲摩阻引起的孔眼內(nèi)外壓力差兩個主要因素，從而建立了適合儲層條件的封堵球座封條件判別和優(yōu)選方法。 優(yōu)選了耐高溫、耐高壓的封堵球 優(yōu)選出了內(nèi)核含尼龍的球，外包一層濾丁橡膠（橡膠厚度2mm左右），目的是使其與炮眼更好的密封。封堵球優(yōu)選參數(shù)名稱密度g/cm3直

7、徑mm耐壓差MPa耐蝕度耐溫封堵球1.1820707無腐蝕148 封堵孔眼個數(shù)對座封條件的關系曲線 排量對座封條件的影響 不同液體密度對座封條件的影響 不同攜帶液粘度對座封條件的影響 提出了提高封堵效率的封堵球、液體體系、施工排量等優(yōu)選參數(shù)圖版。根據(jù)國內(nèi)外研究 經(jīng)驗分析，封堵有效性主要由以下幾個因素決定：1)球體攜帶液體系的密度；2)投球攜帶液體系的粘度；3)施工排量；4)封堵孔眼個數(shù)。項目組建立了優(yōu)選圖版。（三）研究形成了高含水低滲儲層穩(wěn)油控水的液體體系及壓裂施工技術 穩(wěn)水增油改進劑（RPM）是一種新型的聚合物材料，當油水同層時，聚合物分子吸附在儲層巖石表面后形成一種選擇性屏障，未被吸附的部

8、分可在水中伸展，對水產(chǎn)生摩擦力，降低地層水的滲透性；而油、氣通過水膜孔道時，由于未被吸附的分子鏈不親油，分子不能在油中伸展，因此對油的流動阻力影響小；而當在油通道中，由于巖石表面吸附膠質、瀝青質而不易吸附聚合物分子，而且聚合物在油中不能舒展，不能增加對原油的流動阻力，具有其它物質沒有的優(yōu)勢。 （1）新型RPM堵水劑堵水劑性能不同配液水對成膠的影響配伍試驗 進行了活性水和交聯(lián)羥丙基胍膠壓裂液與RPM的配伍性實驗。試驗結果顯示：RPM與壓裂液使用的添加劑配伍性良好，對RPM成膠時間略有影響，但不影響膠體性能。 序號項目指標1外觀乳白固體顆粒2密度，g/cm30.8-1.13暫堵率，%90%4恢復率

9、，%90%水類型成膠時間膠體狀態(tài)備注試驗室水2min增粘，5min成膠膠彈性好無異常現(xiàn)象配液水38min增粘，48min成膠膠彈性好無異常現(xiàn)象，配伍性好地層水55min增粘，66min成膠膠彈性好無異?，F(xiàn)象，配伍性好液體成膠性能活性水與RPM28min增粘，40min成膠，膠彈性好。無異?，F(xiàn)象交聯(lián)羥丙基胍膠壓裂液與RPM15min增粘，30min成膠，膠脆。無異常現(xiàn)象 根據(jù)地層出水情況，設計了不同針對性解決方式和施工工藝程序。 堵水設計參數(shù)表(2)控水壓裂施工程序序號含水率解決方式170%采用1段堵水劑在前置液前集中注入，然后適當停泵，前置液與堵水劑比例20：1。27090%采用2段堵水劑在前

10、置液前和結束后集中注入，然后適當停泵，前置液與堵水劑比例15：1。390%采用2段堵水劑在前置液前和結束后集中注入，然后適當停泵，前置液與堵水劑比例10：1。(3)提高堵水成功率的工藝設計技術 根據(jù)各層出水特征，在進行堵水的同時進行裂縫縫長、導流能力優(yōu)化，然后對施工參數(shù)優(yōu)化。主要施工參數(shù)包括前置液百分數(shù)、排量、砂量、砂比等。 前置液百分數(shù) 利用全三維壓裂設計軟件（FRACPROPT）,并認為動態(tài)比75%較為合理。模擬了在不同濾失系數(shù)的假設條件下前置液百分數(shù)對裂縫動態(tài)比的影響，得出最優(yōu)的前置液百分數(shù)為48-54%。 排量優(yōu)化技術 排量的優(yōu)化對壓裂設計至關重要，若排量過小，在同樣的儲層條件下濾失將

11、增大，降低造縫效率，容易誘發(fā)早期砂堵，但有利于控制縫高。若排量過大，則縫高較難控制。因此，項目組提出了變排量施工技術既能充分造縫又能控制縫高。 規(guī)模和砂比優(yōu)化。在優(yōu)化的支撐縫長、裂縫導流能力及其它相關的注入?yún)?shù)后，進行裂縫模擬計算研究最佳的加砂量。分別對比了5m3-60m3等多種加砂量下的裂縫導流能力和縫長計算，優(yōu)選砂比和規(guī)模。平均砂比20-24-26-28%下優(yōu)化圖 人工支撐劑控縫高技術 對于上下部有水層并且隔層較薄或松軟的目的層壓裂，由于對縫高不加控制，壓后易造成與水層串通，所以選用控縫高技術；下部的水層采用高密度粉砂作為阻擋層，控制裂縫向下延伸；對于水層位于油層上部的，采用低密度微珠控制

12、縫高向上延伸。類型 粒徑 密度 上浮(下沉)率 破碎率 上浮轉向劑 0.3550.04mm 0.60.7g/cm3 95% 72% 下沉轉向劑 0.180.154mm 1.551.75 g/cm3 95% 85% 性能參數(shù)表（四）通過裂縫轉向分析，研究提出有利于提高剩余油動用程度和掃油效果的裂縫轉向壓裂技術（1）轉向利弊分析 根據(jù)井網(wǎng)特征和井組出水情況和剩余油分布特征，分析裂縫延伸方向，如在控水前提下實現(xiàn)裂縫轉向有利于提高剩余油動用程度，可采用縫內(nèi)轉向壓裂技術。 （2）縫內(nèi)轉向劑優(yōu)選及比例設計 縫內(nèi)轉向劑（小蠟球）是由多種油溶性物質原料、按不同組份混合配制。其性能如下表： 縫內(nèi)堵劑性能表縫內(nèi)堵

13、劑尺寸及比例分布表內(nèi)容溶解時間(h)物理性能煤油原油含水原油軟化點滴點比重配方A8.58.52350。C130。C/ml配方B772350。C130。C/ml縫內(nèi)堵劑粒度組成粒徑（mm)0.5-1.01.0-2.02.0-3.03.0-4.04.0-5.0占質量百分數(shù)1.02.430.514.521.1典型應用井例：油井基本數(shù)據(jù)完 鉆 井 深 （m）3832.0 目前人工井底 (m)3765.94投 產(chǎn) 日 期1995.3.10目前灰面位置 (m)/生 產(chǎn) 井 段 (m)3663.6-3708.0聯(lián) 入 (m)4.50 原始地層壓力（Mpa）37.78油 補 距 (m)3.94 目前地層壓力（

14、Mpa）21氣 油 比 （m3/m3）39.00 區(qū)塊注水壓力（Mpa）29硫化氫含量 （）/地 層 溫 度 （）128地層水礦化度(mg/l)16453-34140套管數(shù)據(jù)類別規(guī)格（mm)鋼級壁厚（mm）內(nèi)徑（mm）下入深度（m）水泥返深（m）表層339.73J559.65320.43267.22地面油層139.7P110/N809.17/7.72121.36/124.263788.862150油層射孔數(shù)據(jù)及連通情況層 位層 號射孔井段厚度（m）滲透率（md）孔隙度（%）卡封情況連通注水井射開情況留70-147Es3703663.6-3670.06.41.410.9/52713674.0-3

15、678.04.0 1.310.1/53713682.0-3686.44.41.310.1/54723688.6-3693.44.819.8/55743705.0-3708.03.0 5.410.1/55油井生產(chǎn)狀況生產(chǎn)情況層位日期泵徑(mm)泵深(m)日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油(t)含水(%)動液面(m)累產(chǎn)油（104t）累產(chǎn)水（104m3）初 期Es3199503 38 1798.9 17.4 17.4 0 0.0374 0近 期Es3200805382004.267.501005.05242.2262Es3200806382004.266.60.198.55.05272.2458Es3200807

16、382004.262.2098.61366.85.05282.2527Es3200808382004.26001269.75.05282.2527Es3200809 382004.26001118.85.05282.2527留70-146：井于1995年3月投產(chǎn),70-72、74號層合采,初期日產(chǎn)純油17.4t，2004年6月產(chǎn)量緩慢下降，2008年7月含水升到98%，12日桿斷至今。為提高該井產(chǎn)能，進一步進行儲層改造，對該井實施控水分層壓裂，壓裂井段：3663.6-3708.0m，厚度：22.6m/4層。壓裂液：速溶胍膠（粉劑）；注入方式：油管注入；施工排量：3.0-4.5m3/min；支撐

17、劑：0.425-0.85mm中密度陶粒35m3；平均砂液比：23-28%。序號施工混砂液基液支撐劑類型階段砂量砂比累積砂量累計砂交聯(lián)比排量時間步驟m3m3m3%m3液量m3%m3/minmin1座封井口,試壓80MPa,5min不刺不漏為合格2低排量擠入RPM20m3線性膠16.816.8100:0116.83前置液線性膠10投球100個10100:02.54.0凍膠15.025.0100:0.535.0凍膠10.020-40目陶粒0.330.335.0100:0.533.3凍膠15.0/50.0100:0.535.0凍膠10.020-40目陶粒0.550.835.0100:0.533.3凍膠

18、10.0/45.0100:0.533.3凍膠15.020-40目陶粒1.171.965.0100:0.53.54.3凍膠20.0/85.0100:0.53.55.7凍膠10.020-40目陶粒0.992.895.0100:0.53.52.9凍膠20.0/115.0100:0.53.55.7前置液合計151.82.82.8115.042.64攜砂液76.720-40目陶粒0.7100.77.0100:0.453.5276.50.9141.614.0100:0.453.521412.82.3183.928.0100:0.453.542018.03.8217.748.0100:0.4452017.8

19、4.12311.768.0100:0.44522.819.95.22616.990.8100:0.445.71613.84.02920.9106.8100:0.4441815.34.73125.7124.8100:0.44.5416.216.20.0025.7141.0100:0.44.53.613.510.93.73429.4138.3100:0.354.539.97.82.93732.3141.2100:0.354.52.2攜砂液合計164.4145.632.32432.3141.240.55頂替液16.8016.80/6.0合計164.4314.235.02435.0273.089.1備

20、注1)排量要求在1min內(nèi)“迅速”提升到/min；2)前置液四級段塞采用20-40目粒徑陶粒；3)若排量低時地層破裂不明顯，施工將根據(jù)現(xiàn)場提高前置液和加砂階段的排量;4）施工隨時根據(jù)壓力調(diào)整方案，施工壓力過高有砂堵跡象立刻降低砂比，可以瞬間降低到0，調(diào)整后如能加砂在繼續(xù)施工。如不能繼續(xù)施工，及時頂替。根據(jù)施工情況討論是否進行二次加砂。項 目結 果東翼縫長（m）85.1西翼縫長（m）78.5裂縫方位（）61.6裂縫高度（m）50.1產(chǎn) 狀垂直裂縫實時監(jiān)測解釋結果表裂縫方位、長度圖裂縫高度圖 09年2月24日，該井按照施工設計完成壓裂施工，裂縫實時監(jiān)測解釋此次壓裂主裂縫方位為北東向，裂縫總長度為1

21、63.6m，兩翼相比，裂縫向東翼延伸稍多，裂縫為垂直裂縫，影響高度為（3659.2-3709.3m）50.1m，裂縫穿透所有產(chǎn)層，造縫效果良好。留70-146井壓前含水98%，當前日增油5.4t，含水70.1%，年累計增油932t，分壓控水一體化工藝應用取得了很好的措施效果。五、解決的技術關鍵問題及主要創(chuàng)新點 1.降低了壓裂液對儲層的傷害。解決的關鍵技術： 2.根據(jù)精細應力剖面解釋結果、井筒條件及各層特征優(yōu)選配套分層壓裂工藝組合。 3.應用新型RPM堵水劑實現(xiàn)了在壓裂過程中同步控水。 4.通過應用裂縫轉向劑使裂縫轉向，提高了剩余油動用程度和掃油效果。創(chuàng)新點：1.依據(jù)對不同應力差和不同目的層厚度

22、條件的分析，得出了機械分層壓裂所需要的隔層厚度。2.通過分析堵球與壓裂液密度、粘度、施工排量、封堵孔眼個數(shù)的關系，為增強投球分壓措施效果提供了設計依據(jù)。3.根據(jù)地層出水情況，確立了不同針對性解決方式和施工工藝程序。4.應用不同粒徑的轉向劑組合，合理實現(xiàn)人工裂縫轉向。 六、經(jīng)費使用情況 本項目經(jīng)費共計30萬元，做到了?？顚Ｓ?，使用合理。七、現(xiàn)場應用情況及效益分析 針對不同具體條件，組合應用配套技術，共完成油井壓裂4口。井號主要特點取的措施留18-20多層特征、儲層物性差、低產(chǎn)低能低傷害壓裂液體系、縫內(nèi)轉向壓裂技術留70-146多層特征、高含水、低產(chǎn)低傷害壓裂液體系、投球分壓、RPM深度堵水留416-2多層特征、儲層物性差、低產(chǎn)低能低傷害壓裂液體系、填砂和兩次投球分層壓裂留416-6多層特征、儲層物性差、低產(chǎn)低能低傷害壓裂液體系、填砂注灰分層壓裂實