靖边低渗油田重复压裂技术研究.docx
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靖边低渗油田重复压裂技术研究
低渗油田重复压裂技术研究
摘要
靖边油田基本采用注采同步开发,在注水开发过程中,存在地层压力上升,老井低液面、低流压、采液和采油指数下降;部分区块由于微裂缝发育,主向油井水淹速度较快,沿裂缝强化注水后,侧向油井压力上升后,而油井基本不见效或见效周期长。
为解决上述矛盾,安塞油田在老井重复压裂改造工艺方面进行了多年的不断试验与探索、发展与完善、总结与认识,逐步形成了油井重复压裂的选井选层标准及措施改造工艺技术,为提高单井产量,保持油田长期稳产发挥了积极作用。
关键词:
低渗低压低产重复压裂提高产量
目录
第1章前言…………………………………………………………………1
第2章油层地质特征研究…………………………………………………2
2.1构造及岩矿特征……………………………………………………………2
2.2储层物性特征………………………………………………………………2
2.3地层天然裂缝特征…………………………………………………………2
2.4构造应力场研究……………………………………………………………3
2.5压裂裂缝特征………………………………………………………………3
第3章压裂工艺的确定……………………………………………………4
3.1水力裂缝诱发的应力场……………………………………………………4
3.2生产诱发的应力场…………………………………………………………4
第4章压裂液配方研究……………………………………………………6
4.1压裂液配方…………………………………………………………………6
4.2室内试验数据………………………………………………………………6
4.2.1抗温、抗剪切性………………………………………………………………6
4.2.2滤失系数…………………………………………………………………6
4.2.3表面张力…………………………………………………………………7
4.2.4破胶性能…………………………………………………………………7
4.2.5流变特性…………………………………………………………………7
第5章堵压裂工艺的现场试验与优化……………………………………8
5.1常规暂堵压裂………………………………………………………………8
5.2大砂量暂堵压裂试验………………………………………………………10
第6章推广应用情况及效果………………………………………………11
6.1选井类型…………………………………………………………………11
6.2压裂参数的优化…………………………………………………………11
6.3实施效果…………………………………………………………………11
6.3.1裂缝发育区块侧向油井压裂引效……………………………………………11
6.3.2孔隙渗流区域见效差油井压裂引效……………………………………………13
6.3.3非均质高渗带侧向低产井压裂引效……………………………………………14
6.3.4裂缝形态监测……………………………………………………………14
6.3.5经济效益评价……………………………………………………………15
第7章经济效益评价……………………………………………………15
第8章结论:
……………………………………………………………16
参考文献……………………………………………………………………17
致谢……………………………………………………………………18
第1章前言
靖边油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡,油层物性差,非均质性强,平均有效渗透率仅0.49×10-3μm2,属典型的低渗、低压、低产的“三低”油藏。
目前已有油井2600余口,日产油水平5600t,单井日产油为2.0t左右,年产油水平达200万吨以上。
实现了特低渗透油田的效益开发,被总公司确定为“靖边模式”。
但受特低渗透地质特征、油层物性、初期改造裂缝导流能力的变化等影响,部分区块长期见不到注水效果,油井产量下降。
为探索提高单井产量的途径,从“九五”期间,靖边油田对重复改造开展了大量的室内与现场试验,在多年的研究和试验过程中,积累了大量的实践经验,特别是近两年来在深化地质认识,优化地质选井和改进工艺技术的基础上,重复压裂技术获得了突破,逐渐形成了一套适合安塞特低渗透油田提高单井产量的做法。
靖边油田位于鄂尔多斯盆地南部,是典型的低渗、低压、低产“三低”油藏。
油层物性差,非均质性强,油井无自然产能,必须经过压裂才能获得工业油流。
注水开发以来,油层能量得到补充,油井产量逐步回升,整体开发效果变好。
但是由于油层天然微裂缝发育等非均质性影响,侧向油井见效差,部分区块长期不见效,油井处于低产低效状态。
如何提高这部分井的产量成为油田增产稳产的难点。
1995-1999年,针对低产井实施常规重复压裂24井次,增产有效14井次,有效率仅58.3%,平均单井增油190t,投入产出比低,经济效益差。
2000年初又进行了侧向井大砂量重复压裂试验。
试验井33-13位于裂缝线侧向,油层厚11.8m,采用常规工艺重复压裂,加砂26m3,砂比32.5%,每米油层加砂量已达到2.2m3,但施工后没有增产效果,也说明了单纯的大砂量重复压裂不适用于侧向低产井的改造。
为了探索侧向低产油井的重复压裂改造技术,从2000年开始,我们研究试验了暂堵压裂技术,现场应用增产效果明显。
目前这一技术已经在安塞油田开始推广,成为老井改造的主要手段。
第2章油层地质特征研究
2.1构造及岩矿特征
靖边油田处于陕北斜坡中部,为一平缓的西倾单斜。
主力油层长6埋藏深度为965-1500m,砂岩一般呈巨厚块状,岩性为硬砂质长石细砂岩。
矿物成份以长石为主,胶结物含量占11%-14%,主要为薄膜型次生绿泥石,其次为方解石和浊沸石。
2.2储层物性特征
长6油层为溶孔—粒间孔—微孔混合型储层,孔隙结构复杂,平均孔隙度12.4-13.9%。
平均渗透率为1.5-2.9×10-3μm2,在油层纵横向上,渗透率均表现出较强的非均质性。
属典型的岩性油藏,基本无边底水。
原始地层压力较低,一般为8.3~9.6Mpa。
2.3地层天然裂缝特征
根据地面露头、岩芯观察及微地震开发测井、构造应力场研究和注水开发后大量资料证实,长6油层天然微细裂缝发育,并且具有明显的方向性。
多数出现一条直立缝,少数出现2-3条一组的平行直立缝或两条正交缝。
古地磁测试成果见下表[1]:
表2-1:
油层微裂缝方位数据表
EW向
NE向
SN向
NW向
区块
样品总数
所占比例
裂缝平均方位
样品总数
所占比例
裂缝平均方位
样品总数
所占比例
裂缝平均方位
样品总数
所占比例
裂缝平均方位
坪桥区
16
24
90.4
26
42
43.5
5
8.0
2.5
17
26
320
王窑区
18
31.5
96
16
28.5
49.3
15
26
360
8
14
322
微细裂缝的发育,对油田开发起到双重作用。
一方面增加了油层的吸水能力,弥补了渗透率的不足;另一方面导致部分井单向突进,含水上升快,水驱效果差,给油田开发和后期储层改造带来了很大困难。
2.4构造应力场研究
利用凯塞效应、古地磁、差应变分析等方法,对安塞油田进行三维地应力的大小和方位测试表明,安塞地区延长组油藏最小主应力存在于水平方向(见表2),各区块最小主应力梯度非常接近,平均为0.0170Mpa/m。
表2-2:
安塞油田地应力测定结果表
区块
层位
三向应力值
凯塞效应法
差应变法
平均
垂向
水平最大
水平最小
垂向
水平最大
水平最小
垂向
水平最大
水平最小
坪桥
长6
29.66
23.28
21.87
29
21.5
20.5
29.3
22.4
21.29
王窑
长6
28.26
22.67
20.19
27
23.3
20
27.6
23
20.08
候市
长6
28.93
23.83
21.11
27.5
23
20
28.3
23.4
20.56
杏河
长6
32.76
23.81
21.23
34
26.5
24
33.4
25.2
22.67
2.5压裂裂缝特征
岩石力学的基础理论表明,人工裂缝形态受地应力场控制,裂缝方位总是垂直于最小主应力方向。
根据应力分析及井下电视照相、井温测井、微地震测井分析,长6油层水力压裂形成垂直裂缝,高度一般限制在油层的顶、底界之间,多为8-26m,平均缝长122.1m,延伸方向以NE向为主,平均为NE51.5°。
第3章压裂工艺的确定
由于受天然裂缝及人工裂缝的控制,注入水推进具有明显的方向性,沿裂缝发育方向油井易见到注入水,并很快水淹,而裂缝侧向的油井注入水波及范围很小,难以见效。
坪桥区沿裂缝强化注水以来,裂缝很快贯通,裂缝规模不断扩大,主向压力上升较快,而侧向压力恢复缓慢(表3-3),油井低产。
沿裂缝注水井组30-37~30-39侧向80m处打检查井坪检1井,发现油层仍未水洗。
表3-3坪桥区裂缝主侧向压力比
项目
1998年
1999年
2000年
2002年
地层压力MPa
保持水平%
地层压力MPa
保持水平%
地层压力MPa
保持水平%
地层压力MPa
保持水平%
裂缝主向油井
10.3
124.1
10.49
126.4
9.42
114
9.07
109
裂缝侧向油井
6.24
75.2
6.41
77.2
6.63
79.8
7.47
90
常规的重复压裂工艺仅在加砂量和施工排量上达到或略超过初次压裂的规模,只是将原有的老裂缝加以疏通,难以起到引效的目的。
如果压裂能产生不同于初次裂缝方向的裂缝或沟通闭合的天然裂缝网络,将大大增加裂缝泄油面积,改善水驱状况,提高油井产量。
重复压裂能否产生新的裂缝问题,仍然存在争议。
普遍认为,由于初次压裂的裂缝引起了近缝地带孔隙压力的重新分布和支撑裂缝使地应力场改变。
应力场的变化在一定范围内有可能使重复压裂裂缝垂直于或不同于初次压裂裂缝的方位[2]。
3.1水力裂缝诱发的应力场
垂直于最小主应力的裂缝在两个水平主应力方向上都诱发压应力。
最大的诱发压应力的大小等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力并垂直与缝面。
如果诱发的压应力足够大,致使两个水平应力分量发生变化,导致水平最小主应力变成水平最大主应力,此时复压产生的裂缝垂直于初次压裂裂缝方位。
如果作用在支撑剂上的净压力不大,则这一现象只能在两个主应力差值不大的情况下才能发生。
由于压应力离开裂缝后不断减小,有可能使新生的裂缝又重新转向,平行于初压裂缝。
3.2生产诱发的应力场
由于从初次压裂的裂缝中产出液体,在裂缝周围油藏中的压力梯度发生变化,也影响到应力场。
在裂缝附近,平行或垂直于缝面上都会有由于孔隙压力的变化而
诱发出来的张应力。
如果由于孔隙压力诱发的应力差大于原先存在的两个平面上的最大与最小主应力差,那么这两个应力就要换向,此时的复压裂缝将垂直于初压裂缝。
原先两个主应力差比较小时,复压裂缝在垂直于初压裂缝方向上得到最大延伸。
关于地应力发生变化的观点可通过测试与实验数据证明,如美国LostHill油田167口井的复压测试验,复压缝偏移初次缝30º;又如美国L.R.Warpinski等人在科罗拉多州的多井试验场研究改变应力的压裂,即对某井的地层进行水力压裂时因受邻井原有压开缝的应力扰动的影响使该井的新压开缝重新取向[3]。
国内实验表明,经过多次重复加压,可使岩样形成多条裂缝,且裂缝形态不同(图1)[4]。
从安塞油田早期复压效果来看,常规重复压裂产生新的裂缝可能性不大。
但是长6油层特殊的地质条件(两个水平主应力差值较小,同时微裂缝比较发育),所以应用新工艺重复压裂产生新的裂缝是可能的。
如果在压裂过程中加入堵塞剂,人为导致主裂缝延伸过程中缝内发生堵塞,则主裂缝在长度上停止延伸,随着缝内压力不断上升,裂缝壁面应力薄弱处将发生破裂,在新的方向产生裂缝或沟通闭合的天然微裂缝。
API短期导流能力试验表明,在一定
的闭合压力下,裂缝导流能力随着支
撑剂铺置浓度的增加而提高(见图2)[5]。
应用高砂比压裂技术,能增加裂缝内支撑
剂铺置浓度,提高裂缝导流能力,降低流
动阻力,实现增产目的。
图2不同铺置浓度石英砂导流能力曲线
据以上分析,确立了暂堵压裂的设计
思路:
施工时加砂疏通老裂缝后加入暂堵剂,使裂缝停止延伸,随着压力的上升,将会产生新的支裂缝和沟通部分天然微裂缝,使泄油面积大大增加;同时应用高砂比压裂技术,在缝内或缝口实现脱砂,提高裂缝导流能力。
5
第4章压裂液配方研究
为了实现油层保护,降低压裂伤害,并能成功实现暂堵压裂工艺,提高施工砂比,根据油层的温度、物性及流体性质,提出与工艺技术相匹配的低伤害压裂液配方。
室内与现场试验表明,该压裂液具有良好的配伍性、携砂性能和及时破胶性,对压后放喷返排的残液进行测量,粘度为2-5mPa.s。
4.1压裂液配方:
基液:
0.35%HPG+0.3%CF-5B+0.15%BE-2+0.3%COP-1+0.05%COG-285
交联剂:
0.35%硼砂+0.5%过硫酸铵
交联比:
100:
12-15
4.2室内试验数据:
4.2.1抗温、抗剪切性
表4-145℃、170s-1下抗温、抗剪切性试验结果
时间(min)
开始
10
30
50
60
90
100
粘度(mPa.s)
597
518
311
138
100
80
75
N’
0.4719
0.7666
0.4972
0.4205
K’
13.79
0.9384
1.255
1.2
表4-255℃、170s-1下抗温、抗剪切性试验结
时间(min)
开始
10
30
50
60
90
100
粘度(mPa.s)
575
451
257
119
96
76
69
N’
0.8268
0.4207
0.1802
K’
1.446
0.8970
0.8344
4.2.2滤失系数:
6
用长6岩芯,3.5MPa,45℃下滤失系数为6.08×10-4m/(min)1/2,初滤失量为1.2cm3/(min)1/2;55℃下滤失系数为6.71×10-4m/(min)1/2,初滤失量为1.2cm3/(min)1/2。
4.2.3表面张力:
压裂液破胶液表面张力为31.8mN/m
4.2.4破胶性能:
表4-345℃下破胶试验结果
APS加入量
(占原胶体积)
破胶时间
hour
破胶粘度
mPa.s
破胶时间
hour
破胶粘度
mPa.s
0.06
2.0
9.2
2.5
5.3
0.07
2.0
6.3
2.5
4.1
0.08
2.0
4.8
1.5
3.2
表4-455℃下破胶试验结果
APS加入量
(占原胶体积)
破胶时间
hour
破胶粘度
mPa.s
破胶时间
hour
破胶粘度
mPa.s
0.05
1.5
17.2
2.0
5.3
0.06
1.0
13.1
2.0
3.5
0.07
1.0
8.3
1.5
2.6
4.2.5流变特性:
7
第5章暂堵压裂工艺的现场试验与优化
F试验选井主要针对位于裂缝发育区块侧向低产油井。
通过对油井生产状况、注水见效情况、地层压力保持水平及裂缝发育状况综合分析,优化设计参数,制定合理的泵注程序。
支撑剂选用质优价廉的0.5-0.8mm兰州石英砂;暂堵剂选用油溶性蜡球,并根据靖边油田原油特性及地层温度进行了改性处理,用量为每米油层10-15kg。
油井生产后,蜡球被原油逐渐溶解,从而使堵塞解除,不会对油层造成污染。
5.1常规暂堵压裂
P33-33井是长6油层暂堵压裂试验的第一口井。
该井位于34-25——34-35裂缝线侧向,有效厚度18.6m,渗透率1.975×10-3μm2,孔隙度11.9%,投产初期产能2.2t。
进行了沿裂缝强化注水后,虽然有见效显示,但见效状况差,措施前日产油只有1.34t,地层压力6.06MPa,为原始地层压力的73%。
根据暂堵压裂设计思路,优化施工参数(见表5-1),于2000年10月14日施工,施工曲线见图5-1。
表5-133-33井压裂优化参数
图5-133-33井重复压裂施工曲线
设计施工砂量
18m3
设计施工砂比
20%—60%
设计施工排量
1.0—1.5m3/min
压裂液
采用羟丙基胍胶
压裂工艺
脱砂压裂
设计缝长
53.75m
从施工曲线可以看出,在1.5m3/min的排量下,旧裂缝开启,压力15MPa,加砂8m3疏通老裂缝后,加入暂堵剂250kg。
5min后,施工压力缓慢上升,稳定排量继续加砂,裂缝内压力不断升高,并在裂缝段内的某一处有新裂缝产生。
从压力监测曲线可以看出,施工压力明显高于加暂堵剂前(约5Mpa左右),并有多次波动,表明有新的裂缝张开、沟通。
后期提高砂比,加砂10m3,施工结束时,形成脱砂,压力升至50Mpa,停泵。
整个施工过程体现了设计思想。
利用软件解释裂缝闭合压力23.87Mpa(井底),压裂液滤失系数0.00153m/(min)1/2。
8
压裂后单井液量由1.69m3/d提高到3.8m3/d,油量由1.34t/d提高到2.95t/d,含水保持稳定。
初期平均日增1.5t,效果显著。
截止2002年12月,该井已有效687d累计增油653t(图5),而且仍继续增产有效。
测压资料表明,该井静压由压裂前2000年9月6.06Mpa上升到2001年4月7.54Mpa,压力恢复速度较快,表明重复压裂达
到了引效目的。
图5-2坪33-33井重复压裂后生产曲线
随后在坪29-16和40-14井上也进行了暂堵压裂试验,效果见表5-2:
表5-2:
暂堵压裂试验表
井号
加砂量m3
每米油层加砂量m3
有效期d
平均日增油t
坪29-16
28
1.7
469
0.53
坪40-14
18
1.58
125
0.42
常规暂堵压裂试验取得了成功,见到了一定增产效果。
为了进一步提高重复压裂效果,我们进行了大砂量暂堵压裂试验。
5.2大砂量暂堵压裂试验
9
受早期大砂量复压施工的启发,我们在坪35-32井进行了大砂量暂堵压裂试验。
该井也位于34-24---34-35裂缝线侧向,油层有效厚度23.7m,长期低产。
措施前日产液1.22m3,日产油0.9t。
在压裂工艺上,除继续使用蜡球暂堵工艺外,将加砂量提高到42m3,砂比37.8%,每米油层加砂量达到1.8m3。
压裂后2001年11月下泵生产,日产液5.29m3,日产油3.92t,含水10.1%,目前日产液3.97m3,日产油3.07t,已有效371天,平均日增油2.06t,累计增油763.76t,平均增幅230%。
图6坪35-32井生产曲线
图5-3大砂量暂堵压裂试验增产表
这口井的实验成功,说明暂堵压裂与大砂量联作,可以取得很好的增产效果。
此后,暂堵压裂开始向大砂量发展,尤其是加大了裂缝暂堵后的加砂量,增产效果明显变好。
100
第6章推广应用情况及效果
大砂量暂堵压裂在裂缝侧向油井试验获得成功后,2002年开始在一些重点井区推广使用,取得了较好的效果。
6.1选井类型
6.1.1沿裂缝强化注水井区,侧向油井压力上升,含水低且保持稳定,油井产量低不见效,重点为坪桥区。
6.1.2油层物性好,初期改造程度较低,与注水井连通好,目前压力保持水平较高,但产量未明显上升的见效差井,重点为侯市区块东部。
6.1.3油水井动态表现为注水井高压注不进水,油井高压、低产,重点为杏河区。
6.2压裂参数的优化
根据选井的不同类型,确定了改造的重点:
坪桥裂缝侧向井以沟通微裂缝、建造新的裂缝系统为主,每米油层加砂量1.8-2.0m3,暂堵剂用量15-20Kg/m,施工排量1.6-1.8m3/min;侯市东部见效差区块以提高改造程度、扩大裂缝规模为主,每米油层加砂量2.0-2.2m3,暂堵剂用量12-15Kg/m,施工排量1.6-2.0m3/min;对于杏河区多油层低产油井,则要进行分层改造,提高改造程度。
压裂设计利用FracoPT三维压裂设计软件进行裂缝模拟计算,优化设计参数,制定合理的泵注程序。
在现场施工上对压裂施工参数进行监测控制,保证了蜡球暂堵压裂工艺的成功实施。
压裂工艺采用双上封+直喷嘴合层压裂,对于油层厚、隔层发育的井采用分压工艺;根据现有设备状况,压后排液方式采用下Φ38mm深井泵排液,适当试验抽汲排液。
6.3实施效果
2002年共进行了21井次的大砂量暂堵压裂施工,有效19井次,有效率90.5%,有效井平均单井日增油1.83t,增幅130%,累计增油3453.33t。
.
6.3.1裂缝发育区块侧向油井压裂引效
11
坪桥区块是靖边油田微裂缝最发育区块,主要方向为NE向。
裂缝线侧向油井见效差,长期低产。
在这一区块进行了9口井暂堵重复压裂引效试验(表9)。
有效8口,施工后平均日产液由措施前1.46m3上升到措施后4.36m3,日产油由措施前1.12t上升到2.94t,平均日增油1.5t,累计增油1258.66t,增产幅度达134%。
表6-1暂堵压裂单井效果统计表
井号
措施日期
措施前
措施后
目前
有效天数(d)
累计增油(t)
平均日增t/d
备注
液量(m3/d)
油量(t/d)
含水(%)
液量(m3/d)
油量(t/d)
含水(%)
液量(m3/d)
油量(t/d)
含水(%)
P35-24
20020518
1.19
0.94
8.1
3.77
2.77
12.7
2.53
2.03
4.5
223
391.17
1.75
继续有效
P35-31
20020622
1.33
1.02
10.5
3.29
2.47
10.7
2.84
2.23
6.5
161
214.80
1.33
继续有效
P39-24
20020827
1.69
1.29
10
5.36
3.63
19.3
3.63
2.83
7.2
121
266.55
2.20
继续有效
P39-22
20021104
1.24
0.94
10.8
9.37
5.27
33.0
8.02
3.44
48.9
56
209.66
3.74
分压有效
P41-28
20020916
1.96
1.5
10.6
2.53
1.79
15.7
2.06
1.59
8.1
84
39.50
0.47
继续有效
P41-14
20021111
1.43
1.1
9.3
4.42
2.05
44.7
2.75
1.59
31.2
48
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