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LOGOEdityourcompanyslogan利用人工暂堵转向压裂技术提高重复压裂效果汇报提纲前言1人工暂堵转向压裂技术简介2现场应用试验情况3增产效果4结论与认识5历经50余年勘探开发的新中国第一个大油田和西部第一个千万吨油田，随着勘探开发程度的提高，发现新石油储量的难度愈来愈大，提高老油田开发水平和效益日益紧迫。1.前言背景有相当部分已投入开发的油藏属低渗透油藏，而维持油井正常生产最主要的增产措施——重复压裂，措施效果逐年下降，选井选层难度也越来越大，已不能满足油田开发增产稳油的发展需要。•重新张开原先压开的裂缝；•有效延伸原有裂缝系统；•原有裂缝再次充填支撑剂；•压开新裂缝增产机制解决方法•建立新的油气流动通道，提高人工裂缝的导流能力，改变油气层流体渗流驱替规律；•扩大、增添新泄油面积，沟通、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用储层；常规老井重复压裂2.人工暂堵转向压裂技术简介•单一的老缝重复张开；•规模太大易水窜；•原有裂缝附近区域的地层压力下降、含水上升、采出程度升高；•地层和裂缝壁面渗透率下降；存在问题重复压裂增产机理2.人工暂堵转向压裂技术简介裂缝转向技术基础人工裂缝总是垂直于最小水平应力方向上产生油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，当这种变化达到一定程度时，最大和最小主应力方向会发生偏转，而在局部应力发生变化及一定的压裂施工条件下，复压裂缝的延伸相对于原有裂缝也可能发生改变。方法在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化使流体发生转向，从而造出新缝。原理在旧缝张开后，基于流体遵循向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒会随压裂液进入与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼，在炮眼处和高渗透带聚集产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入裂缝和高渗透带，这必然会在一定程度上升高井底压力，在一定的水平两向应力差条件下，产生二次破裂进而改变裂缝起裂方位以产生新缝。创新点暂堵与优化重复压裂结合：建立新的高导流能力油气流通道，改变油气层流体渗流驱替规律，更大限度地沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层。2.人工暂堵转向压裂技术简介暂堵剂：基于应具有较强的封堵性同时又对地层污染较小的考虑，选用水溶性的暂堵剂。封堵率及承压强度分散态：滤饼厚度＞1cm时，21Mpa不能突破；滤饼厚度＜1cm时，不能有效形成封堵。预制胶结态：滤饼厚度=0.9cm时，21Mpa不能突破；滤饼厚度=0.5cm时，12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物安全性压裂液中溶解性：30℃,5.5小时内全溶50℃,3小时内全溶80℃,1.2小时内全溶水不溶物：4%比重：1.2～1.5g/cm3适应地层温度：30～140℃外观：白或棕褐色颗粒粒径：3～7mm主要成分：特级胍胶、NaCL以及各种添加剂等。本品及其水溶液对人体无伤害、对环境无污染、不会产生有毒气体。其与油气混合物对人体及皮肤无伤害。2.人工暂堵转向压裂技术简介地层渗透率下降：•地层压力下降•水敏及微粒运移•多次措施作业施工工艺：•地层压力下降→滤失大•高砂比→携砂能力强•大排量→低摩阻•高返排率→快速破胶低伤害水基胍胶压裂液基液交联破胶应用针对不同温度的“变组分”压裂液配方体系，降低对储层的伤害：•优质稠化剂减少稠化剂用量•优质破乳助排剂提高压裂液返排效率选用优质有机硼交联剂：•可控制调整延迟交联时间，适用不同井深，降低施工摩阻•保证压裂液耐温耐剪切性能，降低滤失且满足高砂比施工的携砂要求。多重破胶清除滤饼伤害和残胶影响，达到彻底快速破胶目的:•胶囊破胶•追加破胶剂•自动破胶在莫北三工河、八区下乌尔禾、石南21头屯河组油藏进行的现场应用中，施工成功率和有效率均达到100%，同时取得了良好的增产效果。2.人工暂堵转向压裂技术简介新疆石英砂支撑剂基本条件-地层渗透率-裂缝导流能力综合考虑-价格-输送条件-货源•百口泉油田-克拉玛依组-百口泉组•彩南油田-西山窑组60.5810.496.434092.5723.3314.3130125.3648.1430.4420162.8684.2962.6210宜兴陶粒新疆石英砂兰州石英砂导流能力(μm2·cm)闭合压力MPa试验区2.人工暂堵转向压裂技术简介2.人工暂堵转向压裂技术简介与常规重复压裂相比常规重复压裂1.当局部应力变化不足以导致复压裂缝发生自然转向时，常常是原缝再次加砂，对注入水的驱替效率及地层中孔隙压力分布的影响有限；2.若规模不够大则无法增加新的泄油面积，若规模太大又容易使裂缝成为水窜通道；3.原缝加砂只可部分恢复老缝导流能力。人工暂堵转向压裂1.暂堵剂可实现在水平最大地应力方向上的压力阻挡，改变裂缝的起裂方位，能够在油气层中打开新的油气流通道；2.相对于原缝加砂，新裂缝增加了沟通未动用油气层以及改变油气层流体渗流驱替规律，提高注入水驱油效率的机会；3.相对于原缝加砂，人工暂堵转向压裂所产生的新裂缝具有较高的导流能力。与其他封堵技术对比地下交联型堵剂：剂量小达不到所需压力，剂量大会形成新的伤害，虽然可以形成滤饼但地下反应不稳定，达不到所需的强度。油溶性暂堵剂：为改性处理的蜡球，耐压强度低，用于应力差值小（1－3MPa）、微裂缝较发育油层的缝内暂堵。其溶解性受地层含水率及原油性质影响，对地层和裂缝导流能力有伤害；施工时由混砂车加入，对泵车的部件有损伤。炮眼球：(塑料球、尼龙球、橡胶球、钢心橡胶球)易脱落、封堵效果差；若嵌在炮眼处则易产生堵塞，而且不能够自溶。水溶性暂堵剂：主要是封堵近井地带的裂缝和炮眼，改变裂缝起裂方位。封堵率高，承受压差大，压裂后完全溶解于压裂液并随其返排而排出，对地层和裂缝几乎无伤害。施工方便，在正式压裂前将预置在油管中的暂堵剂用水泥车挤入井中即可，对设备无损伤。悬浮性堵剂：因为紊流作用和炮眼变形封堵率只能达到70％，不能形成滤饼，难以形成很大的压差阻力。2.人工暂堵转向压裂技术简介地面一次交联的颗粒堵剂：自身强度大，但因为在地下很难形成滤饼，同样存在封堵率不好的问题。3.现场应用试验情况类型井号初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液低含水低111812191052初期产量高，经一次或多次改造，措施前产液高含水高11421368以前压裂跨度大，中低初产，油层改造不够彻底采出程度低百28现场试验选井：2019年～2019年，在百口泉油田的克拉玛依组、百口泉组油藏和彩南油田西山窑组油藏进行了56口不同类型油井的现场试验。⑴百口泉油田百口泉油田百21井区克拉玛依组、百口泉组油藏自上世纪八十年代投入开发，储层非均质程度强，无论是岩性、岩矿、物性还是微观孔隙结构均表现出较强的非均质性，储层层间和层内矛盾突出。目前老井经多年措施后，可措施井逐步减少，重复压裂选井及增产难度越来越大。百口泉油田试验井基本数据表3.现场应用试验情况分类区块井号备注含水40%彩9C2018、C2019措施前供液差，都为空抽控制（间开）井彩10C120、C1045、C2873、C2847、C1009、C2818、C2827、C1025、C2809、C2845、C2834、C1012、C2810、C2812、C2850彩参2C2806、C1127、C1114含水40～90%彩9C1286、C2025、C2327、C2208、C102、C2040、C2110、C2207、C2221、C2245、彩12、C2256、C2118物性较好、砂体厚度较大，除C2327井亏空较严重外，其余井均有一定的地层能量彩10C2811、C2851、C2814、C2815、C2854、C2872彩参2C2804含水90%彩9C2090、C2019、C2045、C2226、C2237、C113、C2213、C2265、C2286除c1061井外，其余井均物性较好且厚度较大，措施前月产液量在250t以上，均为水淹井因高含水关井。彩10C1061⑵彩南油田彩南油田西山窑组油藏已进入中高含水、中高采出程度阶段，存在的主要问题是压力保持程度低，压力场分布极不均匀，油水井间渗流能力差，注采压差不合理，注水井难注入、油井采不出，近73.7%的油井不能生产或不能连开生产，生产特征表现为低产、低能，高含水、低液量。普通的压裂改造后依然表现为高含水、中低液量的生产特征.因此，彩南油田西山窑组油藏近几年基本未实施重复压裂改造措施。2019年5月～2019年选择了50口油井利用人工暂堵技术进行重复压裂，以达到避开或部分避开原裂缝，改善油层渗流能力的目的。百口泉油田试验井数据表3.现场应用试验情况施工时的破裂压力和微地震裂缝监测结果表明，正式压裂均开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸：井口破裂压力：除1052、C120、C2847、C2018及C2327等部分井因亏空漏失严重，井筒不满而导致测试压裂时套压无显示外，其余所有井正式压裂时套管所显示的井口破裂压力均高于测试压裂。以此可以认为投送的高强度暂堵剂有效地在施工过程中封堵了老缝、改变了裂缝的起裂方位而形成了新的人工裂缝。裂缝监测结果：测试压裂与正式压裂的裂缝方位角、倾角的差异证实发生了程度不等的转向，说明正式压裂开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸。裂缝面初始夹角与平均夹角的差异说明暂堵剂改变了新裂缝的起裂方位，但在裂缝的延伸过程中，地应力依然起着主导作用，它控制了裂缝的最终主要延伸方向。裂缝监测井号测试压裂正式压裂排量油压套压排量油压套压c20183.0414.2903.3923.854.49c1202.6510.9202.6113.192.07c10452.9217.530.63.1228.319.75c28732.4537.017.372.9933.9110.98c28472.197.841.183.516.084.71c28062.2418.4312.944.0542.3524.31c12862.0918.067.843.7727.678.96c20252.0320.1111.493.5134.8812.83c23272.568.5203.725.921.35c22083.1525.144.393.332.4312.73c20901.8543.8216.683.3940.3121.08c20191.8240.168.733.4542.2319.22c20451.9144.2912.63.2648.8127.92c22261.6128103.2430.1911.73c22371.6129.169.13.2735.4913.8c10611.9540.447.592.9730.2411.93井号测试压裂正式压裂排量油压套压排量油压套压12193.537.8220.23.0242.8123.2511183.630.797.293.3427.369.8213683.5738.1516.433.4635.9614.8911422.9527.9911.052.4932.2711.98百28井口无法接套压1052亏空严重，井筒不满，井口无压力显示2.9823.266.563.现场应用试验情况施工时的破裂压力的变化表明，正式压裂均开启了新缝：破裂压力变化：井号层位深度(米)压裂次序方位角(度)倾向倾角(度)转向程度1219B22018测试北东82.4东南5明显正式北东61.5东南1对比20.9B32049测试北东64.2东南1不明显正式北东59.7东南3对比4.51118B12174测试北东69.5西北1明显正式北东60.7西北2对比8.81142B12188测试北西86.90明显正式北东82.3北2对比4.61368S72144测试北东70.1西北1明显正式北东82.4西北5对比12.3百28S82086测试北东83.4西北2不明显正式北东79.1西北0对比4.31052B12304测试北东78.1北5明显正式北西86.9北7对比8.82019年百口泉油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表3.现场应用试验情况微地震人工裂缝监测：1219井裂缝监测结果3.现