胜利油田低渗透油藏压裂裂缝暂堵转向技术研究

胜利油田低渗透油藏压裂裂缝暂堵转向技术研究压裂酸化与天然气所2016年1月发布人：杨峰汇报提纲一、概况二、裂缝暂堵转向压裂技术三、现场探索试验四、认识及下步工作一、概况胜利油田低渗透油藏开发现状至2014年底，胜利油区低渗透探明储量11.7亿吨，其中特低渗、致密油藏(10mD)探明储量5.6亿吨，占47.8%，是资源接替的主阵地。如何解决好低渗透油藏的开发问题，是我油田增产稳产的重要保障。针对纵向较厚且较为集中的储层：采用水平井多级分段压裂的方式针对纵向层薄且跨度较大的储层：采用直井分层压裂的方式桩23剖面图机械封隔器分层电缆桥塞分层连续油管拖动封隔器分层义34区块剖面“十二五”期间引进国外体积压裂理念，最大限度接触油藏，提高单井产量。一、概况只解决了纵向宏观的分层，无法解决30-60m内各小层间的均衡改造问题纵向改造示意图存在问题一：桩23区块某井的垂向应力剖面图一、概况受水平地应力条件限制，在平面上无法进一步增大裂缝的复杂程度存在问题二：一、概况如何增加层内裂缝的复杂程度，同时有效实现小跨度储层的层间分层改造，大幅提高储层立体缝网系统的改造体积，成为研究的热点。数值模拟一、概况技术特点及优势1.是机械分层压裂技术的有益补充，实现小跨度（30-60m），薄隔层，非均质性强储层的均衡改造（降本）；2.增加裂缝内部复杂程度，产生大量新的分支裂缝，扩大波及体积，提高单井产能20%以上（增效）；3.适合老井的重复压裂，“堵老缝”“起新缝”，恢复老井产能（增效）；4.克服传统压裂暂堵球嵌入炮眼，无法自溶，返出困难等问题；水溶性强，与压裂液一起排出，对储层和裂缝几乎无伤害；5.施工工艺简单，在混砂池中随压裂液一起加入。裂缝暂堵转向技术老井重复压裂示意图汇报提纲一、概况二、裂缝暂堵转向压裂技术三、现场探索试验四、认识及下步工作二、裂缝暂堵转向压裂技术1.技术原理通过一次或多次投送高强度水溶性多裂缝暂堵剂，形成滤饼临时封堵裂缝，提高井筒或者缝内压力，迫使层间或者层内的高应力区开启一条或多条新的裂缝，从而获得比常规压裂大的有效改造体积。裂缝暂堵转向技术层间的暂堵分层转向层内的裂缝转向层间转向剂层内转向剂二、裂缝暂堵转向压裂技术1.技术原理2.转向暂堵材料研发特点：5-8mm1-3mm20-40目颗粒9-12mm40-80目颗粒二、裂缝暂堵转向压裂技术2.转向暂堵材料研发8h12h初始1h2h5h初始80℃溶解状态120℃溶解状态2h80℃溶解状态15min30min2h30min1h120℃溶解状态国外产品研发的产品二、裂缝暂堵转向压裂技术2）粘附性与残渣含量分析产品粘附性测试抽滤装置室温下，将9-12mm的暂堵剂在水中浸润3h，取出置于干净烧杯中，5min后倒置，堵剂可粘附于烧杯底部，说明堵剂吸水后粘附性能强，能有效作用在裂缝表面。采用0.45μm微孔滤膜过滤器过滤产品溶液，称取不溶残渣质量，测得残渣含量均低于5%，说明产品残渣含量低。2.转向暂堵材料研发二、裂缝暂堵转向压裂技术3）突破压力测试010203040506070800481216202428注入端压力/MPa注入时间/min未胶结态的滤饼5mm未胶结态的滤饼10mm预胶结态的滤饼5mm预胶结态的滤饼10mm010203040506070800481216202428注入端压力/MPa注入时间/min未胶结态的滤饼5mm未胶结态的滤饼10mm预胶结态的滤饼5mm预胶结态的滤饼10mm80℃封堵性能测定曲线120℃封堵性能测定曲线测压点0.5-1cm实验方案：在填砂管一端预置0.5cm~1cm的5-8mm转向剂，恒流量测试不同温度和不同胶结状态下转向剂的突破压力。实验装置简图2.转向暂堵材料研发突破压力可达25MPa以上。二、裂缝暂堵转向压裂技术2.转向暂堵材料研发序号项目暂堵转向剂国外1粒径规格100目-12mm120目-13mm2适应温度，℃120-14030-1503突破压力，MPa11.9（5mm）12.3（5mm）25（10mm）23（9mm）4溶解性，%（80℃）4-5h2-3h5水不溶物，%小于5%0.836渗透率恢复大于80%大于90%7封堵率大于95%/8变形伸长/9粘附性能/产品技术指标对比二、裂缝暂堵转向压裂技术3.工艺优化研究2）裂缝暂堵转向技术适应性（a）比值为1（55MPa/55MPa）（b）比值为1.1（55MPa/50MPa）（c）比值为1.2（55MPa/46MPa）（d）比值为1.3（55MPa/42MPa）（e）比值为1.5（55MPa/37MPa）（f）比值为2（55MPa/27MPa）бHmax/Hmin﹤1.2有利于裂缝转向，形成更多的分支裂缝。层内转向适应性二、裂缝暂堵转向压裂技术复杂裂缝射孔方案为了增加裂缝复杂程度，采用错角度定向射孔方案。即在一个油层垂向跨度内，在不同深度范围内采用与最大主应力方向不同的射孔方位，这样，就会形成交错的初始裂缝，进而发展成为复杂的裂缝网络。3.工艺优化研究3）射孔优化诱导转向裂缝沿最大主应力扩展裂缝先沿延伸，后转向δH水平应力差/MPa方位角α，°二、裂缝暂堵转向压裂技术大粒径暂堵剂之间存在缝隙，为提高裂缝桥堵效果，优化不同粒径比例，将小粒径作为填充剂桥堵大粒径的孔隙喉道，大幅的提高暂堵剂的封堵效果和突破压力。单一粒径和组合粒径裂缝封堵示意图3.工艺优化研究二、裂缝暂堵转向压裂技术02040608010002468压力/MPa时间/min第一组第二组第三组80℃下注入端压力随注入时间的变化3.工艺优化研究测压点0.5-1cm实验装置简图实验方案：预置相同质量，不同粒径组合的未交结暂堵转向剂于填砂管中，恒流速测量不同温度下突破压力与粒径组合的关系。二、裂缝暂堵转向压裂技术0102030405060012345压差/MPa时间/min第一组第二组第三组120℃下注入端压力随注入时间的变化3.工艺优化研究二、裂缝暂堵转向压裂技术3.工艺优化研究二、裂缝暂堵转向压裂技术2md6md10md2md6md10md设计裂缝长,m最优裂缝导流能力，μm2.cm铺砂浓度kg/m2支撑剂分枝裂缝约5010～252-440/70目陶粒主裂缝80～12030～404-730/60目陶粒3.工艺优化研究二、裂缝暂堵转向压裂技术序号液名排量液量混砂液量累计液量砂比密度砂量累计砂量时间备注m3/minm3m3m3%g/cm3m3m3min1预置液4.025.025.025.001.00006.32携砂液4.010.010.235.231.030.30.32.50.3-0.6mm陶粒3前置液4.015.015.050.201.0000.33.84携砂液4.010.010.360.551.050.50.82.65前置液4.515.015.075.501.0000.83.36携砂液4.510.010.485.971.070.71.52.30.3-0.6mm陶粒7携砂液4.550.050.0135.901.0001.511.18携砂液4.59.09.5145.4101.090.92.42.19携砂液4.512.113.1158.5141.131.74.12.910携砂液4.516.117.8176.3181.162.974.011携砂液4.525.028.2204.4221.195.512.56.312携砂液4.523.226.5231.0251.215.818.35.913携砂液4.515.017.4248.4281.244.222.53.914携砂液4.59.110.7259.1321.272.925.42.415携砂液4.54.65.5264.6351.291.6271.216携砂液4.52.63.2267.8381.311280.7加过硫酸铵17顶替液4.514.914.9282.701.00283.3合计266.6282.72864.5第一段压裂结束后，小排量将10-13mm暂堵剂45Kg替人井筒，再以压裂液基液将暂堵剂送至第一段射孔孔眼位置，逐步提高排量，开始第二段泵注施工。1前置液4.021.021.021.001.00005.32携砂液4.06.06.227.251.050.30.31.50.3-0.6mm陶粒加EB-13前置液4.030.030.057.201.0000.37.54携砂液4.03.03.260.3101.090.30.60.80.3-0.6mm陶粒加EB-15携砂液4.05.05.465.7141.130.71.31.46携砂液4.08.99.875.6181.161.62.92.57携砂液4.014.115.991.4221.193.164.08携砂液4.07.68.7100.1251.211.97.92.20.425-0.85mm示踪陶粒加EB-19携砂液4.05.96.8107.0291.241.79.61.710携砂液4.05.26.1113.1331.271.711.31.511携砂液4.01.92.3115.4361.290.7120.6加过硫酸铵12顶替液4.014.714.7130.101.00123.7合计123.2130.11232.5二、裂缝暂堵转向压裂技术3.工艺优化研究序号液名排量液量混砂液量累计液量砂比密度砂量累计砂量时间备注m3/minm3m3m3%g/cm3m3m3min1预置液5.040.040.040.001.00008.02携砂液5.010.010.250.231.030.30.32.00.425～0.212μm陶粒3前置液5.530.030.080.201.0000.35.54携砂液5.510.010.390.551.050.50.81.95前置液5.55.05.095.501.0000.80.940目暂堵转向剂1t6前置液5.535.035.0130.501.0000.86.40.425～0.212μm陶粒7携砂液5.510.010.4140.971.070.71.51.98前置液5.55.05.0145.901.0001.50.940目暂堵转向剂1.5t9前置液5.560.060.0205.901.0001.510.90.425～0.212μm陶粒10携砂液5.518.019.0224.9101.091.83.33.511携砂液5.520.021.6246.5141.132.86.13.912携砂液5.525.027.6274.1181.164.510.65.013携砂液5.530.033.8307.9221.196.617.26.1600～300μm陶粒14携砂液5.535.240.3348.1251.218.8267.315携砂液5.532.938.1386.3281.249.235.26.916携砂液5.525.029.6415.9321.27843.25.417携砂液5.512.014.4430.3351.294.247.42.618携砂液5.57.08.5438.8371.302.6501.519顶替液5.514.114.1452.901.00502.6合计424.2452.95083.3二、裂缝暂堵转向压裂技术3.工艺优化研究汇报提纲一、概况二、裂缝暂堵转向压裂技术三、现场探索试验四、认识及下步工作三、现场探索实验2014至2015年先后进行7口井的实验。其中层间裂缝转向压裂6口，层内裂缝转向压裂1口，涉及浊积岩，砂砾岩等储层。截止2016年1月5日，累计增液15454.7t，增油11095.5t，增液提高20-50%。井号投产日期埋深有效厚度/层数平均渗透率每米砂量初期日产，t目前日产，t前三个月累产，t平均日产量，t目前累产，tmm/个mDm3/m日液日油日液日油累液累油日液日油累液累油大北10-斜3井2014.932009.9/444.0018.9132.421424.4114515.812.54192.23665.3义50-斜4井2014.11310070.2/40.70.782219.14.64.51221.4107412