重复压裂

重复压裂 1.1 20实际50年代 1.2 20实际80年代 1.3 20实际90年代 离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大,则越容易发生就地应力方位的变化。 1.4 21世纪至今 2.1 压裂失效原因 不同井压裂失效的原因不同，通常主要有以下几种: 1，裂缝太短，对产层穿透率低; 2，支撑剂强度不够，被压碎; 3，支撑剂浓度低，且铺置不合理，有效支撑作用差; 4，压裂液本身对储层造成伤害，或者在生产过程中粘土或岩石颗粒的运移造成裂缝堵塞; 5，压裂液的大量滤失造成早期脱砂(压裂液应该保持较高砂液比的输送和较低的摩阻); 6，套管损伤、固井质量差或射孔孔眼堵塞。 3，前次压裂的支撑剂破碎严重，渗透率低，井的产量下降快; 4，前次压裂的裂缝有效支撑范围不够或支撑剂铺置分布不合理，井 的产量下 降较快; 可预测在多井(包括油井和水井)条件下就地应力场的变化研究结果表明，就地应力场的变化主要取决于:距离油水井的距离、整个油气田投人开发的时间、注采井别、原始水平主应力差、渗透率的各向异性和产注量等。距井的距离越小、投产投注的时间越长、原始水平主应力差越小、渗透率各向异性程度越小、产注量越大，则越容易发生就地应力方位的变化。 2.6 压裂液的优选 2.7 支撑剂的优选 3.2.1层内压出新裂缝 3.2.2 继续延伸原有裂缝 在油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，必然引起油井产量的下降。例如:结蜡结垢堵塞原有裂缝;或者原有裂缝闭合。这类油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、或者支撑裂缝短、或者裂缝导流能力低，这类油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。 适用于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 新裂缝起裂点到各向同性点的距离lxf进行了研究，可由下式求出: ?min(x?lxf)??'max(x?lxf)??'min(x?lxf)??max(x?lxf) 其中，各向同性点处?min??'max??'min??max，井眼为原点。上式表示新裂缝在 初始裂缝方向上某点( x, 0)处起裂时从起裂点到各向同性点的距离。若x = 0，表示在新裂缝在井眼处起裂，否则表示在前次裂缝方向上某点x 处起裂，产生新裂缝。因此，根据新裂缝起裂位置的不同，又可分为缝内转向和缝口转向。 1 缝内转向压裂 所谓缝内转向压裂，就是新裂缝的启裂位置在初始裂缝内，即裂缝产生的应力最弱点在距井眼一定距离的原压裂裂缝内。随着裂缝向远离井筒方向不断延伸，诱导应力场的影响逐渐减小，新裂缝开始转向初始裂缝方向，最终将沿初始裂缝 方向延伸。 2 缝口转向压裂 所谓缝口转向压裂，就是新裂缝的启裂位置在井眼内，新裂缝方向与原压裂裂缝呈一定角度，与缝内转向类似,随诱导应力场的影响逐渐减小，新裂缝将向初始裂缝方向偏移，最终与之基本平行。在缝口转向压裂施工中，通常采用桥堵剂或蜡球暂堵剂等堵塞原裂缝，以便在井眼内其他方位产生新裂缝。在顶替一定量的液体后，主压车开始进行后续的主压裂施工。 3.2.4爆燃压裂 爆燃压裂是以高能气体在地层瞬间爆炸产生的高压压开地层，它受地层应力控制程度小，因而不管是何种性质的地层，在瞬间都可受到冲击而形成一定的裂缝。近年来爆燃压裂在老井复压中也逐步得到应用。有关资料表明，爆压能生成新的裂缝，而且裂缝形态呈空间三维立体张开。所以，此工艺对于解除近井筒地带堵塞，改善油井的出油剖面和储油层内含油饱 和度较高的油藏有积极的作用，特别是对油层厚度较大、采出程度较低、含油饱和度较高的储层有很好的适应性。 4.1 裂缝诊断技术 因此开发使用方便而又经济的裂缝监测 4.3 新型压裂材料技术 4.3.1 压裂液 4.3.2 支撑剂 5.1.1 概况 乾安油田是1984年投入开发的低渗特低渗油田, 平均埋深1800m, 地层温度76?, 渗透率小于2?10?3um2, 孔隙度为5%,20%, 开始采用反九点法面积注水, 1991,1992年根据油田开发动态, 将反九点法改为行列式注水, 井距300m。到1993年底, 共有采油井247口, 开井181口, 注水井85口, 开井70口, 综合含水4212%, 地层压力由原始1815MPa 下降到1117MPa。从1985年到1993年底, 乾安油田共压裂681井次, 目前压裂存在的主要问题是部分井施工压力高, 砂液比低, 压裂效果逐年下降, 有效期从1986年的125天下降到1993年的90天。 5.3 科威特北部侏罗系地层碳酸盐岩储层的重复酸压 X井是位于东Sabriyah领域的下落块侏罗纪井之一。钻完井在Middle Marrat地层。射孔后，在较低的井口压力230psi时，该井生产了约150bopd和0.7 mmscfd气体。酸化增产措施后，在较低的井口压力,860psi时，该井生产了约602bopd和2.7mmscfd气体。估计压降超过8000psi，表示地层很致密并且在井眼附近没有大量的天然裂缝。因此，由于极低的穿透性， 最初的基质增产措施不能够最大化产量。 酸处理后的生产图 给出井增产后的情况，作了关于提高产量的调查研究。两个增产后的生产参考点作如下分析:(1)602bopd，2.7mmscfd在860 psi的井口压力和(2)430bopd，2.0mmscfd在1100 psi的井口压力。压力恢复测试用来评估油井生产动态。使用双孔隙度拟稳态，无限流量边界模型来匹配曲线，且此时表皮系数为-5.48与kh为1.31 md.ft和油藏压力为11000psi。该井投入生产并逐步减产，如上图所示。 如果酸化压裂措施能够显著的提高单井产量则进一步的研究。 目的是创建一个 围绕井筒和裂缝蚀刻面的人工裂缝，创建虫洞垂直于破裂面。因此，当进入裂缝的流动模式由径向流变为线性流时可以显著地减少压降，加强接触面积和潜在的连接到有更多的天然裂缝存在的地区。 2007年3月进行了酸化压裂处理，其中粘弹性压裂液是作为前置液来形成和传播裂缝，然后注入乳化酸用来蚀刻裂缝表面。粘弹性转向酸作为转向剂和15,的盐酸作为分隔液。488桶粘弹性压裂液，565桶粘弹性分流酸，567桶乳化酸和676桶15,的盐酸注入三个阶段。注入酸总额为1809桶。并用50桶相互溶剂和125.9桶2,氯化钾盐水作为后置液。由于不同的流体摩阻，泵率从18bpm到33bpm不等。最大的处理压力为13919psi。 该井在关闭了一小时后开井回流。在24小时内所有的废酸回流并对第二天的生产进行了测试。最后的测量结果表明，在井口压力为3330psi时，该井生产2600bopd和5.9 mmscfd。虽然生产14小时后没有稳定流动， 但有人认为，随着时间的推移，井口压力和生产速度都将下降。这个数据与预测的生产率和压力匹配的很好，与预酸化压裂处理之前比较，石油和天然气的PI分别增加超过4倍和3倍。 为了量化的改善，另一个压力恢复测试则使用无限的倒流能力模型。 分析表明，此井的表皮系数为-6.26，kh值为0.656md.ft，油藏压力11000psi的压力和裂缝半长为317英尺。这一发现清楚地表明，酸化压裂能够进一步改善以前做过的增产改造。 以上酸化压裂处理表明产量随时间逐渐下降。进一步做了油井生产和油井动态的研究来认识油井状态。随后于2009年2月的压力恢复测试的调查表明约低油藏压力8000 psi(SRT的验证)与在2009年12月压力降落分析7680psi进行对比。此外，压力恢复模型可匹配双孔隙度平均表皮系数为-4.7的裂缝模型。储 层压力下降2000psi被认为裂缝蚀刻表面的有效应力增加，并可能导致破裂冲击和一段时间的巩固。这将导致减少对于致密和低渗透地层非常重要的裂缝导流能力和有效的裂缝半长。较低的油藏压力下将带来额外的挑战，会造成油藏在低于露点压力下生产并由此产生油井的多相流行为。 虽然在地层特性方面没有太多可以改变，然而有一个潜在的因素，如果减少裂缝半长前面提到的可以在同一时间进行管理和最大限度地提高裂缝导流能力，用来补偿多相流的影响。产量的预测表明，酸压能够一定程度提高油井产量，同时也认为地层因素对于长时间的油井生产来说将一直是一个限制因素。 对于上述的原因和考虑，决定执行重复酸压裂处理。具有高温地层将 作为重点突出，面临的主要挑战是尽可能长时间延迟酸反应，使其在到达裂缝顶端之前没有完全成为废酸。裂缝建模是根据现有数据和以往的经验，来定下目标260英尺的有效蚀刻裂缝半长。建议的策略是利用乳化酸，粘弹性转向酸系统和粘弹性酸前置液系统相结合。自降解纤维材料加在系统中，以提高流体滤失控制和改善经验基础上的转移机制。 重复酸压作业在2009年12月完成。主要的处理方法是泵入四套前置—转向酸，紧随其后的是后置液和驱替液。总共泵入840桶粘弹性压裂液作为前置液阶段，400桶15,HCL，460桶乳化酸和370桶分流流体。在平均作业压力为13000psi时，平均泵入率在30bpm。在压力图中可，近10,000psi压力就可以看出四个尖端压力增大，主要是由于泵入酸和乳化酸的高摩擦压力。另一方面，当前置液和分流液在油管中时，压力要低得多。当分流液以连续的注入速度打孔时，有三个重要时期值得注意，由品红色箭头表示。不同的压力增加观察1700psi，2000psi，这表明此时分流固体沉积在孔眼中并驱出大量的液体酸，随后液体进入其他的孔眼中。 在重复酸压后，进行了生产测试来了解井的动态，并与未作酸化处理之前进行比较。比较结果如下。 最初重复酸压后的产量比第一次酸压后的产量有了明显提升(0.98桶psi/ VS 0.56桶/ PI ofpsi)。生产三个月后，产量已逐渐下降且PI降低到0.45桶/psi。作为监测和评估的一部分，做了一个压力恢复试井并且压力的响应能与无限裂缝模型相匹配，此时表皮系数为-5.86，kh为 19.7md.ft，油藏压力为7996psi和断裂半长为213英尺。结果与最初提出的设计处理 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 十分接近。 实际上，为了最大限度地提高生产，我们需要进一步增加有效井筒半径，这意味着需要进一步增加裂缝半长。当不断增加所需的裂缝半长时，可以使用Prat’s correlation来计算表皮系数。例如，如果我们能够实现裂缝半长800ft，保持同样的无量纲裂缝导流能力，我们将能够达到344.3ft有效井筒半径，这相当于理论表皮系数值为-7.15。 然而，要通过酸压来实现这个目的是一个非常大的挑战，事实上，酸液在高温条件下消耗的非常快。因此，即使我们可以在地层深处压裂开裂缝，但由裂缝顶端的酸蚀面提供的裂缝导流能力也是很少的。基于这一点，考虑支撑剂压裂以获取更大的裂缝半长是很有意义的，此过程不包含酸的反应，并且导流通道将由支撑剂充填层的渗滤性来决定。 油气田开发工程3班 201120168 张雪萍