搜索
低渗透油田增产改造技术长庆油田油气藏普遍呈现低孔、低压、低渗特点，压裂、酸化改造是油气井完井投产的主要方式。近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具“三低”特点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。立足长庆低渗储层条件，研究开发多项针对低渗储层的增产改造工艺及配套技术，取得良好的增产效果。一、缝内转向压裂工艺技术二、稠化水酸性清洁压裂液技术三、油井堵水工艺技术四、其它压裂酸化增产增注技术（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术一、缝内转向压裂工艺技术（一）油田老井缝内转向压裂工艺技术技术背景（1）水驱开发，井网间地层压力、剩余油分布不均；（2）存在死油区。技术原理借助于缝内转向剂的加入和施工参数控制，在主裂缝内产生升压效应，摆脱地应力对裂缝方向控制，实现裂缝转向，压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，形成不同方位的支裂缝。缝内转向压裂工艺技术缝内转向压裂技术作为长庆低渗透油田老井提高单井产量主要推广应用技术之一，近年来推广应用500多口井。在长庆安塞、陇东、姬塬等油田老井共应用407口井，已累计增油22万吨，平均单井增油538.8t，有效天数394天，措施有效率94.0%。部分井已取得了有效天数和累计增油”双过千”的佳绩。液(m3/d)油(t/d)含水(%)液(m3/d)油(t/d)含水(%)安塞3371.631.3116.43.832.7324.8435.31.31570.719231894.2陇东701.440.6650.35.173.0936.9196.41.96385.72699793.2合计407394.21.37538.8621931594.0单井增油(t)压前压后措施有效率（%）累计增油(t)单井日增油量(t/d)油田施工井数(口)有效天数(天)长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果缝内转向压裂应用效果缝内转向压裂工艺技术2009年重复压裂：11口，日增油1.0t，累计增油1525t。序号井号区块名措施层位措施前目前（09.12）有效天数日增油量(t)累增油量（t)备注日产液日产油含水日产液日产油含水1西31-34白马中长82.750.9559.34.241.4260.72690.472312剖39-7华152长30.970.0693.00.950.188.12550.92393董73-55董志长80.640.3633.61.791.3510.52090.991684剖7-5华152长31.250.3963.02.440.9653.91810.57795董73-54董志长80.600.4511.41.431.0413.31650.591086华201-11华201Y86.051.1577.619.44.5472.41403.393057西31-30白马中长8暂关1.860.6757.81490.671378西33-32白马中长83.651.8141.62.881.573637019西28-24白马中长81.920.001004.80.8978.3720.895410西232庄19长81.440.3967.91.921.1728.6700.786211西27-23白马中长80.970.001006.792.2960.4682.29140缝内转向压裂工艺技术（二）油田新井缝内转向压裂技术近几年来，长庆油田每年总有5%的新井投产后达不到工业投产产量要求，甚至有部分新井压后不产油，试油产液量也很低（小于4m3/d），与周围邻井相比产量明显偏低。1、技术背景缝内转向压裂工艺技术油田新井低产原因（1）储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂裂缝可能伸入致密或低含油区域，造成油井低产或不产油。（2）储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝向直接窜向非含油层，而目的层改造程度较低。3、现场试验应用情况从2002年开始，采用缝内转向压裂技术对投产压裂后产液量低的20口新井进行了重复压裂改造，均达到了提高产量目的。年度油田井号层位初次压裂试油产量重复压裂试油产量投产一年后油m3/d水m3/d液m3/d油t/d液m3/d油t/d含水％2003安塞王37-028长60042.026.06.543.447.7坪36-192长61151.024.03.882.234杏61-24长63.783.7810.747.764.684.46.22003年安塞油田新井缝内转向重复压裂后试油及投产统计表缝内转向压裂工艺技术2、技术思路与方法技术思路：堵老缝、造新缝。技术方法：前置液阶段直接加入转向剂封堵老裂缝，裂缝转向。年度井号层位初次压裂试油产量重复压裂试油产量投产一个月投产第三个月油m3/d水m3/d油m3/d水m3/d液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%2006地47-60长4+50.62.65.032.012.61.7883.414.11.4987.6堡23-45长4+5006.005.062.9732.23.572.1927.9科13-26延9抽空8.705.584.299.766.274.7111.4科12-28延9抽空17.102007堡25-43长4+503.4021.65.430.295.24.790.1795.8地56-67长4+5034.561.820.938.21.550.8138.2地57-71长4+503.2018.93.810.4286.23.530.2990.3官17-21长102.83407.725.658.56.995.2411.8官15-22长101.82706.534.955.25.794.469.3官14-19长100.622.8011.28.475.79.397.278.9官21-24长101.2018.97.720.395.16.590.296.4官41-18长101.87.209.157.322.48.5573.72006-2007年姬塬油田新井缝内转向压裂重复压裂排液数据统计表缝内转向压裂工艺技术序号井别井号层位试油产量m3/d目前产量(2008.11.8)初次压裂重复压裂油水油水液m3/d油t/d含水%1试验井堡23-31长802.93.93.33.751.7445.6对比井堡24-30长87.511.41.880.2484.72试验井堡43-41长4+500.523.44.603.3314.93试验井堡23-46长4+501.816.53.382.5610.74试验井地93-88长4+501.334.56.935.467.4对比井地94-88长4+525.87.255.746.85试验井地55-65长4+502.85.40.560.3821.2对比井地55-66长4+519.53.561.5947平均试验井5口01.319.74.913.3819.0对比井3口18.3//4.172.8918.52008年姬塬油田缝内转向重复压裂新井与常规压裂邻井效果对比2008年，在姬源地区低液量新井重复压裂中应用5口井，均达到了提高产量的目的。缝内转向压裂工艺技术加转向剂井号工艺技术加砂量m3排量m3/min砂比%破压MPa工作压力MPa停泵压力MPa试油结果液(m3/d)油(t/d)含水(%)37-028普通压裂351.836.129.01856.5000转向压裂181.0-1.834.2无20.0-23.06.04226.03037-028井重复压裂施工参数及试油产量对比37-028井重复压裂施工压力曲线37-028井投产压裂加砂35m3，抽汲不产液，排出总液量35m3。通过地质资料分析认为该井物性较好，压裂后应具有一定的产能。重复压裂采用缝内转向压裂技术，加砂18m3，试油日产液42m3/d,日产油26t/d，投产一年后日产液6.5m3/d，日产油3.4t/d，重复压裂改造效果明显。实例：37-028缝内转向压裂工艺技术层位井数（口）初次压裂转向复压增油m3/d投产第一个月投产第三个月油m3/d水m3/d油m3/d水m3/d液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%长1500.920.94.720.95.06332.23.572.1927.9长4+5101.01.413.12.412.13.91.942.683.21.5941.54长6502.42.14.52.12.71.062.02.21.151.6长840.61.53.61.83.03.61.2961.73.61.6250.9平均（24）0.51.510.93.210.43.81.843.73.11.639.32009年应用”转向压裂工艺“在低效、复杂井中实施重复压裂，取得了良好的增产效果，成功挽救了24口井。缝内转向压裂工艺技术（三）多裂缝压裂工艺技术1、技术背景超低渗储层岩性致密，原油流动困难，单井产量低下。虽然储层微裂缝较发育，但尺寸微小，不能成为油流通道，压裂过程如何实现对微裂缝的改造和利用是提高产量的关键。缝内转向压裂工艺技术在压裂过程中形成一定主裂缝长度后，借助于多次加入缝内转向剂在主裂缝内形成局部堵塞，造成压力波动，使主裂缝附近微裂缝实现开启和延伸，实现对微裂缝的改造和利用。2、技术思路与方法区块层位类别储层电测解释第一个月第二个月第三个月厚度m视孔%渗透mD液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%液m3/d油t/d含水%安塞长6试验（8）19.712.232.213.431.8935.22.881.7229.742.781.5733.56对比（11）17.511.62.163.061.6337.32.311.3133.282.431.2439.97西峰长8试验（34）16.911.261.385.363.2229.34.462.7128.514.062.5226.98对比（46）18.1112.031.544.582.1445.03.721.6547.823.61.5449.67吴起长6试验（9）24.012.62.04.92.744.93.82.923.73.02.323.3对比（17）21.412.51.94.82.450.03.22.521.92.41.920.8姬塬长4+5试验（18）10.812.172.225.23.235.06.95.56.46.95.210.4对比（32）10.512.002.264.53.58.74.63.77.34.33.39.3试验井17.912.11.955.03.030.14.83.318.44.53.119.7对比井16.912.01.874.42.436.43.82.523.93.62.227.62008-2009年多裂缝压裂工艺已在吴起油田、西峰油田、姬塬油田、安塞油田进行新井投产压裂试验69口井，现场施工成功率95%，投产初期平均单井日增油达到0.8t。现场应用效果缝内转向压裂工艺技术二、稠化水酸性清洁压裂液技术技术背景无伤害或负伤害压裂液代表着压裂行业液体发展的方向，目前，清洁压裂液是低伤害压裂液代表性体系，但其配液难度大、破胶困难，存在乳化伤害和润湿反转伤害等缺点，限制了其推广应用。稠化水酸性清洁压裂液是一项全新技术产品，最大程度地发扬了清洁压裂液的优势，同时弥补了清洁压裂液的不足，也是对低渗油气藏改造的一个补充。稠化水酸性清洁压裂液技术技术原理稠化水酸性清洁压裂液是一种以粘弹性表面活性剂为主的压裂液体系，其主要成分液态稠化剂遇水混合即可快速交联携砂，不需添加新设备可实现连续混配作业，遇原油和地层水即可破胶；压裂液可以携带不同类型和浓度的酸液；具有无残渣、低伤害和可采用压后不抽汲排液投产等技术特色。目前已开发出低温（70℃以内）、中高温（70-120℃）两种压裂液体系。稠化水酸性清洁压裂液技术技术指标可携带酸（HCL、HF）浓度1－9％、有机酸1－3％，实现酸化与加砂压裂联作；耐温及抗剪切性：耐温≤75℃，40℃压裂液连续剪切2hr，粘度100mPa.s，粘度不变化；破胶性：无需添加破胶剂，遇原油和地层水即可破胶，破胶后无残渣，破胶液粘度5m