重复压裂改造技术及开发效果

---.word.zl-重复压裂改造技术及开发效果一、工程背景采油三厂所辖的卫城、马寨和古云集低渗透非均质油田，地层平均渗透率8-30×10-3µm2，平均孔隙度10-15%，井段长20-80米，层系多达6-7个；层间差异大，渗透率极差大，变异系数0.7；不同层位破裂压力差异大，达8MPa以上；多数井以压裂方式投产，且随着水力压裂技术的规模应用及油田开发的不断深入，补孔压裂的选井难度越来越大，同时由于以下因素的影响，使得实施重复压裂十分必要。主要原因如下：1、新投井压裂规模偏低，裂缝控制泄油面积小；2、层间差异大，合层压裂时局部井段未压开；3、地层应力分布改变，有新增注水受效方向；4、初次压裂施工失败,目的层段未形成有效的裂缝支撑；5、初次压裂时注采井网不完善，压裂未能获得较好的增油效果；6、在深井、高温、高压、微粒运移、多相流等恶劣条件作用下，初次裂缝已经失效；7、在老区块对动用程度相对较小的高压区域，选择适当的时机重复压裂，,造缝连通剩余油富集区域等。针对上述因素，在研究油藏剩余油分布，分析初次压裂工艺过程，结合生产动静态 资料 新概念英语资料下载李居明饿命改运学pdf成本会计期末资料社会工作导论资料工程结算所需资料清单 优选重复压裂井层、确定重复压裂时机，有针对性地开展重复压裂技术，提高油藏水驱动用程度，实现老油田的高效开发。二、重复压裂工艺技术〔一〕、重复压裂工艺技术的根本理论重复压裂是指井经过初次压裂后对同一层段进展的第二次及更屡次的压裂措施。油井重复压裂的根本原理:一是在开发过程中由于地应力的改变，重复压裂裂缝方位角与原有裂缝有一定的偏转，沟通新的泄油区:二是重新压开过去已压裂的但因各种原因目前已堵塞或闭合的老裂缝系统，解除近井筒地带堵塞；三是通过动静态资料的分析，采用分层压裂或裂缝暂堵重复压裂启动初次压裂未启动物性较差层，或使裂缝偏转沟通新的泄油区。基于对重复压裂方式的不同理解，目前国内外实施的重复压裂有三种方式：〔1〕层内压出新裂缝。地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，到达增产目的。一是注采井网对地应力的改变，由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。重复压裂时裂缝延伸方位角有较大的偏转，其地应力方向改变主要由以下三方面因素造成：一是地层孔隙压力改变、断层滑动和油藏压实。二是压裂裂缝对地应力场的影响，地层中已存在支撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井口一定X围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。〔2〕延伸原有裂缝。油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，引起原有压裂裂缝失效。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外，压裂改造规模不够，或支撑裂缝短，或裂缝导流能力低，这类井必须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，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〕。〔3〕改向重复压裂〔即堵老缝压新缝〕。油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。此时实施暂堵老裂缝，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，实现控水增油。〔二〕、重复压裂增产机理分析国内外的重复压裂研究和现场实践说明：重复压裂增产机理主要有两个方面:〔1〕、地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，到达增产目的。1〕、注采井网对地应力的改变由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。造成重复压裂裂缝延伸方位角有较大的旋转。其地应力方向改变主要由以下三方面因素造成：①地层孔隙压力改变随着注水开发的加深，注水井周围地层压力逐渐升高，造成孔隙压力上升，从而引起地层总应力的上升，降低了基质的有效应力，进而通过基质的膨胀，对其周围的应力产生影响，这一影响由注水井径向向外传波。而油井那么产生相反的情况。②断层滑动当注水井周围的孔隙压力增加到足够大时，作用在基质上的有效应力就会变小，以致于不能产生足够大的磨擦力来平衡断层面。这就会引起断层的滑动，引发地震，从而改变地应力方向。③油藏压实在油井周围，油藏压力下降引起基质有效应力增加和油藏压缩，使孔隙度减少和渗透率大幅度降低。大规模的油藏压缩会减少整体油藏体积，严重时导致地层下沉和地应力场变化。2〕、压裂裂缝对地应力场的影响地层中已存在支撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井口一定X围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。根据可比照条件分析，重复压裂与初次压裂相比，平均破裂压力降低5Mpa，足以 证明 住所证明下载场所使用证明下载诊断证明下载住所证明下载爱问住所证明下载爱问 重复压裂有产生新缝或裂缝偏整的可能。三、重复压裂工艺技术的应用〔一〕、重复压裂选井选层条件1、新井压裂规模偏低，需加大规模重复压裂，延伸裂缝。统计12口井(卫360块的新投井)的加砂强度与压裂后初期产量的关系显示，随着加砂强度的逐渐加大，压后产量成逐渐上升趋势。2001年卫360块新投12口井加砂强度与产量曲线采油三厂2001-2008年新投压裂井227口，平均加砂强度1.46m3/m，压裂规模≤1.2m3/m的井50口,压裂规模整体偏低，人工裂缝控制的含油面积小，稳产期短。由于这种初次压裂投入的缺乏，为后期生产过程中重复压裂提供了再次改造增产前提条件。2、压裂井层间差异大，合层压裂造成局部井段未压开。统计2002-2004年新投合层压裂34口井压后井温曲线说明〔2005-2006年新投压裂井较少、2007年压裂以高红层为主，2002-2004年共新投压裂94口，具有代表性〕：总压裂层厚度602.4m，压开层厚度309.2m，未压开层厚度293.2m，未压开油层厚度占压裂层厚度的48.7%，这局部油层未得到改造，具有较大的细分层重复压裂改造增产潜力。表12002-2004年新投合层压裂井井温数据统计表时间新投合压统计井数口压裂层平均跨度m压裂层厚度m压开层厚度m未压开层厚度m未压开层占压裂层%2002年750.4153.196.15737.22003年2140.8374.1165.7208.455.72006年639.375.247.427.837.0合计34602.4309.2293.248.7平均41.348.73、初次压裂规模较大〔加砂强度≥1.7m3/m，设计缝长≥90m〕，由于井网不完善，裂缝控制X围内产能未得到充分发挥。12口井中施工参数可比照井10口〔卫360-67、卫10-41砂堵〕，平均设计缝长104m，平均加砂强度1.4m3/m(中陶加砂强度)，初次改造规模和缝长均较大，生产过程中明显的特点是产能快速下降、实施补孔等换层措施前含水根本保持不变，压裂未能有效动用裂缝及单井控制X围内的可采储量，为注采井网完善后重复压裂增产提供了物质根底。4、初次压裂工艺失败，未形成有效的支撑裂缝。油井初次压裂时，由于压裂设计与地层情况符合率较低，造成压裂过程中脱砂，未按设计完成加砂程序。形成的人工支撑裂缝长度不够，缺乏以控制油井的泄油面积，造成初次压裂增产效果差。5、初次压裂的裂缝已失效,在地应力发生改变的情况下重复压裂。压裂后随着生产时间的延长，在高温、高压及恶劣化学条件的作用下，以及破碎支撑剂微粒的运移，使得初次形成的人工裂缝的渗透率降低而失效。在地层孔隙压力以及注水开发的影响下重复压裂,裂缝方位发生偏转或在层内形成新裂缝,沟通新的低渗区而增产。〔二〕、重复压裂选井选层原那么及压裂时机确实定1、重复压裂选井选层原那么重复压裂选井选层需具备两个必要条件：第一，地层要有足够的能量。对注水开发井要考虑其对应注水井的压力、注入水量及地层压力，这资料是把握压裂时机的关键；第二，重复压裂井要控制一定的剩余可采储量。这两个问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 是重复压裂选井选层的关键问题。其次是考虑第一次或上一次的压裂施工参数、压裂层开启情况，它是确定压裂施工参数、优选压裂方式的重要依据。2、重复压裂的最正确时机目的层具备重复压裂的条件，还存在重复压裂时机的问题。重复压裂时机过早，前次压裂的潜能未完全发挥出来，影响经济效益。压裂时机太晚，容易见水。重复压裂最正确时机通常有两个准那么：第一，当第一次压裂失效后进展重复压裂。第二，当地层压力系数到达一定值时进展重复压裂。三、重复压裂的主要做法〔一〕、在剩余油分布研究的根底上加大规模延伸裂缝重复压裂。重复压裂井层控制的剩余油可采储量是重复压裂获得增产效果的物质根底，矿场表现是压裂井所在井组注采井网完善，见效井增产明显，不见效井控制的剩余油可采储量丰富，但长期低含水、低液量生产，平面矛盾突出，需要加大规模重复压裂沟通新的泄油区，提高导流能力。1、剩余油分布明确，注采井网完善，加大规模重复压裂引效。卫360-27井2002.11.12压裂投产S三中5，井段3064.6-3099.0m，18.8m/9n，油套混注、合层压裂，前置冻胶65m3，携砂液73m3，破裂压力49.6MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量4.34m3/min，加陶粒22m3，平均砂比30.1%，停泵压力33.7MPa；压后产液11.4t/d，产油11.2t/d，含水2%。2003.9.13压裂S三中3-4，井段3025.9-3051.0m，11.7m/3n，油套混注、合层压裂，前置冻胶80m3，携砂液79m3，破裂压力46.9MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量3.8m3/min，加陶粒1+24m3，平均砂比30.4%，停泵压力37.4MPa；压后产液22.1t/d，产油21.4t/d，含水3%。2006.10.1解堵S三中3-5，井段3025.9-3099.0m，30.5m/12n，措施后产液11.7t/d，产油7.7t/d，含水34%。2009.4.11压裂S三中3-4，井段3025.9-3051.0m，11.7m/3n，单封分压两层,压力高,排量提不起,未施工；2009.4.16变更设计,单封分压两层,酸化预处理,加酸10m3,油套平衡,未施工；2009.4.18油管注入、投一压二，前置冻胶55/62m3，携砂液42/58m3，破裂压力63/53MPa，加砂压力50/51MPa，施工排量4.1m3/min，加陶粒10.8/14.1m3，平均砂比25.71%/24.31%，停泵压力41.0MPa；压后日产液12.3t/d，日产油9.1t/d，含水26%。目前该井日产液6.1t，日产油4.0t，含水34%，液面1434m。无水井对应。 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 优化及施工:1、重复压裂井，裂缝方位不利，适当控制规模；2、采用分段破胶和高效外表活性剂返排技术，尽可能减小地层伤害。重复压裂增油效果该井压裂后日产液17.1m3，日产油11.8t，含水32%，日增油7.0t。该井重复压裂美中缺乏是有效期太短,仅80天。〔二〕、初次压裂时井网不完善，有新增注水方向后实施重复压裂引效目的层初次压裂时无注水井对应，初次压裂后单井控制的剩余油可采储量未能充分发挥，在生产过程中新增注水方向后重复压裂引效。〔三〕、初次压裂时油层跨度大，局部潜力层未压开，重复压裂开启未压开低渗层。目的层初次压裂时油层跨度大，通过结合地质资料确定局部潜力层未压开的，可以通过优化压裂方式后,重复压裂开启未压开潜力层。〔四〕、优化压裂方式，重复压裂低含水层。2006-2008年重复压裂井压前含水与压后水油比关系曲线统计近几年12口可比照重复压裂井压裂前含水与压裂后水油比的关系显示：重复压裂前含水越高，重复压裂后单位产油量所对应的产水量即水油比越高，压裂含水接近90%时水油比直线上升。就重复压裂时间而言，在未见水或低含水条件下进展重复压裂，更利于取得好的产量效果；从重复压裂选层角度，同井内的低含水层一般是低渗透层，选压这类油层，有利于调整层间矛盾，改善产液剖面。1、井网完善，目的层屡次重复压裂，压裂后增油效果明显。卫360-32井该井是卫360块的一口生产井，生产层位为三上1-4，27.3m/13n，2003.4.28压裂投产，S三中1，3047.1-3060.6m，油套混注，用液量85m3，破裂压力57.2MPa,排量3.8m3/min，加砂量9m3。2003.5.16补孔层位：S三上2-4，2931.0-3017.5m。2003.8.9填砂、测压、压裂层位：S三上2-4，2931.0-3017.5m，投一压二，用液量154/92m3，破裂压力44.2/44.9MPa,排量4.0m3/min，加砂量23/15m3。2009.3.17填砂、测压、卡封压裂，S三上4，2978.4-2998.4m，卡封合压，用液量100m3，破裂压力77.9MPa,排量3.5m3/min，加砂量1.2m3。酸化预处理，加酸10m3，压力高,排量达不到设计要求,压力上升,少加砂18.4m3。2009.7.2补孔合采层位：S三上1，2790.1-2810.3m。该井累计产油17510t；对应水井卫360-31井距280m，累注86529m3，对应压裂层段分水量15200m3。方案优化及施工:1、该井常规压裂施工压力高，无法施工，设计采用水力喷射压裂方式；2、通过测井曲线的分析，优选15号层进展改造，喷枪位置为2994.5m；喷枪采用8×φ6mm喷嘴。3、采用分段破胶和高效外表活性剂返排技术，尽可能减小对地层的伤害。重复压裂增油效果该井压裂后日产液34.8m3，日产油7.8t，含水77.8%，日增油4.0t。该井重复压裂美中缺乏是压裂后含水上升,有效期短,仅175天。四、工程实施效果2010年采油三厂重复压裂井有6口属于这种情况，压裂后增油有效井4口，工艺成功率100%，有效率66.7%，单井日增油3.0t。累计增产原油1200t。(一)、经济效益分析〔新投井进局投资，分析老井压裂效果〕投入=62.26万元/口×6口〔开抽6口井压裂劳务〕=373.56万元产出=1200吨×3700元/吨=444万元创效=产出—投入=444万元—373.56万元=70.44万元阶段投入产出比=投入：产出=373.56万元：444万元=1：1.18(二〕、社会效益重复压裂改造低渗透层，提高了该类油藏的动用程度，实现了认识地层，从而为老区油田的稳产、增产提供根底，社会效益十分显著。五、认识及建议(一)、剩余储量丰富是重复压裂的物质根底。选井选层必须围绕“含油丰富是根底〞这一根本点，通过剩余油分布研究，找到剩余油富集区后，结合初次压裂中存在的问题，进展选井选层以及选择适当重复压裂时机，是重复压裂取得较好增产效果的前提。(二)、地层能量充足是重复压裂的必要条件。选井选层必须立足于“能量充足〞这一关键点，在井网完善的根底上，实施有效注水工艺，保持地层能量。在无法确定重复压裂时机的情况可以结合作业测静压，关注地层能量动态，为重复压裂时机确实定提供参考。(三)、及时把握时机是重复压裂的重要前提。为了确定重复压裂的最优时间，需要考虑剩余可采储量规模、能量补充情况、裂缝转向之前的长度和当时的孔隙压力分布。根据采油三厂近三年来重复压裂的经历，在确定重复压裂的时机时应考虑以下三点：一是注采井网不完善不宜过早实施重复压裂。处于注采井网不完善区域的低产井，重复压裂有效率低、见效时间滞后。对注采井网不完善低产井，应先进展注采方案调整，以提高复压经济效益。二是单井控制剩余油分布不清不宜重复压裂。压裂层位已处于长期高含水生产状况的井，应先进展剩余油监测后再决定是否重复压裂。三是井网完善但地层压力系数低于0.6以下不宜重复压裂。单井控制剩余油可采储量丰富，且有水井注水，但地层压力系数较低，重复压裂初期可获得高产，但高产有效期短，重复压裂效益比低。(四)、优化方案设计是保证压裂效果的重要手段。在设计优化过程中，必须进展各部门的联合会审，严格地质方案的论证，根据具体的地质和井况条件，优选压裂工艺。通过加强资料监测，技术人员培训，提高效果分析能力和方案设计水平。〔五〕、建议加强压裂井井温测试，为后期重复压裂启用低渗透差层提供参考；对井温显示有未压开层的重复压裂井，采用分层改造技术，由大段合压、压开谁就是谁的改造思路向细分层过渡，提高压裂改造的针对性，提高储层动用程度和增产效果。(六)、建议开展高压水井重复压裂试验。六、存在的问题1、重复压裂时机确实定，尤其在井网完善、地层能量充足区，何时实施重复压裂，目前没有定量的标准，给采油厂地质、工程人员在压裂选井选层上带来很大的困惑。2、采油三厂近几年重复压裂19口井的裂缝监测资料统计显示，重复压裂井可比照的井温、裂缝资料稀少，井温可比照资料6口，占总井数的31.6%，裂缝可比照资料2口,占总井数的10.5%。3、水井的重复压裂有待于试验。目前我厂卫360块、卫81块和卫10块局部井投产初期都经过压裂，但转注后注水压力高，长期被迫低配注或欠注，重炮、酸化效果差，需要进展重复压裂改造。