压裂方案优选1012

老井压裂方案优选王宇红刘洁刘岩(吉林油田公司井下作业工程公司)摘要针对大老爷府油田储层特征及压裂技术需求,井下作业工程公司不断完善老井压裂技术，优化压裂设计方案，在转向压裂、尾追纤维等压裂新技术上取得重要进展，重点解决了各迭加小层的有效动用、水力裂缝与井网最佳匹配的难题，优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力，单井增油水平逐年提高。本文通过对压裂优化方案的详细论述和现场施工效果的分析总结，为吉林油田复杂非均质油藏压裂提供了科学的压裂技术模式。主题词大老爷府压裂技术优化方案效果分析大老爷府油田经过十多年开发，地下剩余油分布复杂，水驱状况不均衡，平面及层间矛盾突出，挖潜难度大，控水稳油成为油田近年技术攻关的主题，压裂做为储层改造技术，是油田稳产的必要保证。先后形成了投球压裂、大规模压裂、大砂比压裂、细分层压裂等成熟的工艺技术。2008-2010年，为着力提高老油田压裂增油水平，满足老油田稳产需要，井下公司与松原采气厂密切配合，优化设计方案，形成了切实可行的压裂配套技术，有效提高了压裂单井增油水平。1地质特征大老爷府油田位于松辽盆地中央坳陷区东部华字井阶地南部，以采油为主，地质储量3177.12万吨，已全部投入开发。目前含水92.8%，可采储量采出程度75.1%，地质储量采出程度6.18%。大老爷府油田从上至下共发育钻遇三套含油层系，即葡萄花油层、高台子油层、扶余油层。其中葡萄花油层在该油田范围内储层不发育，含油面积小。因此，本区主要开采目的层为高台子油层和扶余油层。大老爷府油田是典型低阻低渗油气藏储层特点显示出“三低一强”：低孔：平均孔隙度14.1%；低渗：平均渗透率5.8×10-3μm2；低产：无自然产能，必须采取压裂投产。非均质性强：砂泥交错，高、低渗多层纵向叠加，显示了极其复杂的非均质性。大老爷府油田存在东西向微裂缝，人工裂隙平均走向NE（北东）69度，开发井网的井排方向为NE75度，与裂隙方向与井排方向相近。投入注水开发后，表现为东西向井压力、产液、含水明显高于其它方向井，而产油较低，水淹问题严重，平面矛盾突出。1.1油藏特点（1）砂体稳定，呈席状分布，横向连通性好；（2）扶余油层砂体迭加连片，呈条带状或透镜状分布；（3）高台子油层泥岩发育稳定，对砂组之间起到了遮挡作用，砂组内各小层之间泥岩厚度较小。1.2压裂难点（1）使各迭加小层得以有效改造作者简介：王宇红，女，1970年出生，1990年毕业于长春地质学院，工程师，现从事油田压裂设计工作。通讯地址：吉林油田公司井下作业工程公司工艺研究所，联系电话：[phone]提高压裂措施有效的增长点是如何开展细分层压裂技术研究，保证砂组内各小层得以动用。细分层工艺主要包括管柱机械分层、暂堵分层等。（2）优化压裂方案东西向油井水淹严重，南北向油井注水不见效。应采用合理的压裂方案有效建立已定井网条件下水力裂缝与井网的最佳匹配关系，提高设计规模的针对性。2压裂技术思路压裂技术攻关的核心是提高单井增油水平。首先要判断油层是否具备足够的剩余油和能量；在压裂改造过程中要追求最大的裂缝导流面积，确保支撑剂充填范围内具有足够的导流能力，同时还要控制裂缝规模不能与水驱前缘沟通。根据上述思想确定如下攻关技术路线：采取厂院结合的方式，加强压裂参数设计的针对性。由采油厂进行前期的地质选井选层，对地质形态进行详细的描述，根据油层改造需要达到的完善程度初步确定压裂规模，以地质设计和作业工程设计的模式交给井下工艺研究所，进行施工参数的优化设计。2.1优化设计的准则（1）最大的储层供给能力；（2）最优的支撑裂缝穿透长度；（3）最优的泵送参数；（4）最低的施工成本；（5）最大的井的经济效益。本着上述准则，我们依据油层改造需要达到完善程度（裂缝数量、长度、宽度、高度的具体要求，包括水驱前缘位置的预测），优化确定合理的压裂规模和匹配的压裂工艺技术为手段，形成了针对大老爷府特点的整体压裂技术思路。影响压裂效果的因素很多，搞好压裂设计的基础是参数设计，也是压裂能否成功的先决条件。目前还不能完全人为地控制裂缝在地层中的延伸状态，但可以人为地选择适当的压裂液、支撑剂等压裂材料的类型、数量、泵入速度。我们目前使用的FracproPT是石油工业界的先进压裂软件工具，从2006到2010年四年间，我们利用该软件为吉林油田美微公司优化设计了940口/2953层压裂设计，平均单井增油200吨以上，老井日增油1.5吨以上。为此，结合测井横向图分析和采油厂油藏开发方案及现场施工经验，这两年我们采用了这套软件为大老爷府油田老井压裂进行了优化设计，对施工规模、施工排量、砂比、前置液、后置液、支撑剂类型和压裂液配方等合理确定，最终形成单井压裂设计模式：采用在压裂过程中有针对性的楔形加砂并加大砂比的工艺对近井地带改造，有效地保证了施工效果。2.2整体压裂优化方案2.2.1压裂参数优选（1）根据油藏特点，对南北向或角井注水的油井压裂，如储层物性好、上下隔层、遮挡性较强的油层段，坚持实施高砂比压裂。排量控制在2.8m3/min-3m3/min。前置液比常规设计多打5方，先小砂比推进，造一条长裂缝，缝口处采用高砂比压裂技术，既有长支撑裂缝，又有近井地带高导流能力；（2）对东西向注水油井压裂，坚持实施小规模压裂，造短宽缝。排量控制在3m3/min，前置液量比常规设计少打5m3，采用高砂比压裂技术，造一条短宽缝，既不能与注水井连通，又在裂缝中形成高速导流通道；（3）与水（气）层相近的压裂层段，采取避射后小规模压裂。（4）采用等量顶替、强制闭合及压裂全程追加水化剂技术来降低压裂液对地层的污染和堵塞，改善近井地带的过流通道，并在加砂后期加入核桃皮进行防砂处理。（5）缝长的确定根据大老爷府油田井网特点及要求，250米井距，反九点法面积注水方式投入开发，井排方向呈NE75度，确定大老爷府油井人工裂缝半长为80-100米。靠近断层附近控制压裂规模，平均设计裂缝半长30-50米。（6）缝高的确定根据大老爷府地区泥岩遮挡能力，结合油井的目前产能，扶余油层裂缝高度约为砂岩厚度的3.0倍左右，高台子油层裂缝高度约为砂岩厚度的2.5倍左右。（7）加砂规模根据剩余油分布、结合地质分析意见定压裂规模，加砂强度正常井位控制在2.0-3.0m3/m范围之内。规模依据：高台子单砂组有效厚度2.2-3.2m，平均渗透率5.48*10mD;扶余油层平均有效厚度分别为2.3-4.1m，渗透率一般为5.4*10mD。2.2.2支撑剂优选①满足强度要求：支撑剂的破碎率低（区块闭合压力20Mpa左右）；②满足导流能力的要求：裂缝提供的导流能力满足地层要求的导流能力；根据裂缝无因次导流能力Fcd至少为2-10的理论，0.45-0.9mm的通辽砂导流能力取22.5Dc.cm，计算边井Fcd=3.69，角井Fcd=4.43，满足导流能力要求。③满足降低投资要求。通过对比选用0.45-0.9mm石英砂。近井口要形成较高的铺砂浓度，以期达到较好的效果。2.2.3压裂液体系优选根据储层特点和地层温度，在保证压裂液的基本性能（滤失少，悬砂能力强，摩阻低，稳定性好，配伍性好，低残渣，易于返排，货源广、便于配置、价钱便宜）要求下，以最大程度减小油气层损害为原则，进行了压裂液体系室内优选。压裂液体系：基液采用0.35-0.4%的改性胍胶压裂液，交联剂采用硼砂。2.2.4压裂工艺技术优选老井压裂工艺技术以形成高导流能力裂缝，使改造段达到最大充填为目的。通过多年理论与现场实践结合应用，我们对大老爷府油田探索形成了一套多种工艺技术交叉综合运用的配套压裂工艺技术。（1）压前对于结垢缩径严重井采取螺杆钻扫垢处理井筒技术，降低卡井率；（2）采用小直径封隔器压裂防止卡井，保证压裂成功率；（3）针对隔层薄或认识不清的井段加平衡封防止层串，保证压裂成功率；（4）针对性老井压裂技术：针对不同需要采取不同工艺技术改造储层，最大发挥储层能力；（5）压裂时采取楔型加砂技术，更好的改善储层过流通道；（6）加砂全程追加过硫酸氨技术，主要是为了保证压裂液尽快水化，防止其滞留而污染油层；（7）加砂后期尾追核桃皮等防砂技术，防止闭和压力低的储层吐砂，为后期生产提供保证；（8）压后控制排量快速返排，使压裂液及时返排出油层，以免造成污染，返排过程中需要控制压力和排量，避免油层出砂，并及时起管柱防止卡井。2.3典型井老8-024分析2.3.1地质选井依据（1）静态发育：F7.8.9小层处于河道边缘，沉积相带有利，剩余油富集。（2）地层能量：南北向井，受两口水井控制，水井均正常分注。2.3.2压裂优化方案根据优化方案，利用FracproPT10.1软件设计拟合对比计算，合理压裂规模施工参数（造两条缝，设计第一条缝高:24米；半缝长:90米）：表1设计施工参数表排量(m3/min)前置液(m3)携砂液(m3)替置液(m3)小砂子(m3)粒径(mm)砂液比(%)2.825.760.14.2190.45-0.931.7图1老8-024井26-24号层裂缝扩展模型图2老8-024井26-24号层裂缝剖面2.3.3施工效果2009年8月6日进入现场施工，现场施工参数达到设计要求，至12月末，累计增油171吨。3压裂方案的进一步优选长期以来，投球压裂、大规模压裂、大砂比压裂、细分层压裂等成熟的针对性老井压裂工艺技术的应用，在大老爷府油田取得了明显的增产稳产效果，近两年成功应用的转向压裂技术和尾追纤维防砂技术，对拓宽措施潜力范围、提高措施增产水平和油田今后的可持续发展提供了技术支撑。3.1缝内转向压裂技术针对初期加砂强度低，油层改造差的油井，2008年老井二次压裂采取大强度转向压裂9口，加砂强度3.0方/米。采取压前投暂堵剂方式，平均单井增油100.5吨，单井日增0.45吨。为验证转向压裂工艺能否产生新缝，并掌握人工裂缝延伸方位和裂缝长度等参数，不断提高压裂施工方案的科学性，2008年4月对14-4油井采用了地面电位法进行裂缝转向监测。第一次监测裂缝（老裂缝）的方位为100°和280°，第二次（投暂堵剂）形成的裂缝（新裂缝）方位为70°和250°。证明暂堵转向压裂后能造出新裂缝。第一次压裂经模拟计算，正东方向裂缝长度为22m，正西方向裂缝长度为36m。第二次压裂，60°(北偏东60°)方位的裂缝长度为85m，240°(南偏西60°)方位的裂缝长度为142m。图3第一次压裂裂缝方位(中-外环)图4第二次压裂裂缝方位(中-外环)从理论上分析，转向压裂产生新缝可有效扩大泄油面积，能够充分挖掘剩余油潜力，考虑到2008年普通强度转向压裂效果一般，今后应把加砂强度适当加大，对于老缝剩余油较富集的储层，在转向压裂时进行两段加砂，在改造新缝的同时也对老缝进行改造，进一步增强转向压裂的效果。表2加砂强度与增油关系砂组时间2005年2006年2007年2008年2008年加砂强度1.71.92.32.13.0井数210287单井增油12629591130GIIIIV从近几年单井增油效果来看，单井增油随加砂强度的增大而增加,大强度投入产出比也是最高的。因此，对于转向压裂，加砂强度应提高到2.5-3.0m3/m。（2）加砂方式应当改变2008年转向压裂均是在压开新缝后加砂，没有对老缝加砂，在改造新缝的同时，没有改造老缝，分析认为在一定程度上影响了转向压裂的效果。应根据剩余油分布规律，结合油藏描述成果，对于老缝剩余油较富集的储层，在转向压裂时进行两段加砂，在改造新缝的同时也对老缝进行改造。（3）加强措施配套技术研究2008年转向压裂效果较差的一个主要因素是油井转向后出泥桨，影响了措施效果的正常发挥。在转向压裂效果较好的4口井中，均未发生出泥浆现象。针对转向后出泥浆的问题，需要提前进行预防技术对策研究，尽量减少由于出泥浆对措施效果的影响。3.2尾追纤维防砂技术大老爷府油田开发特点为二高三快：二高即初期单井产能高，生产油气比高；三快即产油量递减快，产气量下降速度快，地层压力下降快。2008年前期，压裂措施中出砂较为严重，新井出砂主要集中在二队区块，压力参数明显低于一队区块，一队高台