靖边低渗油田重复压裂技术研究

摘要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目录第1章前言…………………………………………………………………1第2章油层地质特征研究…………………………………………………22.1构造及岩矿特征……………………………………………………………22.2储层物性特征………………………………………………………………22.3地层天然裂缝特征…………………………………………………………22.4构造应力场研究……………………………………………………………32.5压裂裂缝特征………………………………………………………………3第3章压裂工艺的确定……………………………………………………43.1水力裂缝诱发的应力场……………………………………………………43.2生产诱发的应力场…………………………………………………………4第4章压裂液配方研究……………………………………………………64.1压裂液配方…………………………………………………………………64.2室内试验数据………………………………………………………………64.2.1抗温、抗剪切性………………………………………………………………64.2.2滤失系数…………………………………………………………………64.2.3表面张力…………………………………………………………………74.2.4破胶性能…………………………………………………………………74.2.5流变特性…………………………………………………………………7第5章堵压裂工艺的现场试验与优化……………………………………85.1常规暂堵压裂………………………………………………………………85.2大砂量暂堵压裂试验………………………………………………………10第6章推广应用情况及效果………………………………………………116.1选井类型…………………………………………………………………116.2压裂参数的优化…………………………………………………………116.3实施效果…………………………………………………………………116.3.1裂缝发育区块侧向油井压裂引效……………………………………………116.3.2孔隙渗流区域见效差油井压裂引效……………………………………………136.3.3非均质高渗带侧向低产井压裂引效……………………………………………146.3.4裂缝形态监测……………………………………………………………146.3.5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前言1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。油层地质特征研究2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162490.4264243.558.02.51726320王窑区1831.5961628.549.31526360814322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，给油油层地质特征研究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629.6623.2821.872921.520.529.322.421.29王窑长628.2622.6720.192723.32027.62320.08候市长628.9323.8321.1127.5232028.323.420.56杏河长632.7623.8121.233426.52433.425.222.672.5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°。压裂工艺的确定第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10.3124.110.49126.49.421149.07109裂缝侧向油井6.2475.26.4177.26.6379.87.4790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压裂液配方研究诱发出来的张应力。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。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。图2不同铺置浓度石英砂导流能力曲线5压裂液配方研究第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