油基压裂工艺技术及其应用

油基压裂工艺技术及其应用1、油基压裂工艺概述2、国内外油基压裂工艺的技术水平3、四川油基压裂的技术水平状况汇报提纲油基压裂工艺概述压裂作业是恢复和提高油气产能的一种重要措施。压裂作业的成败很大程度上取决于所使用的压裂工作液。对于大多数砂岩油气藏而言，目前多采用水基压裂液进行压裂作业。但是，泥质含量较高的低渗、强水敏性砂岩油气藏，使用水基压裂液会造成“水锁”、粘土颗粒膨胀运移堵塞空隙等伤害。相比而言，油基压裂液由于具有流动性好、低滤失、易返排及与油层相融性好等优点，基本不会对油气层造成伤害。尤其适用于泥质含量较高、水敏性强的砂岩油气藏施工作业，增产效果较为显著。因此，油基压裂液应用在水敏性地层，特别是强水敏地层压裂井的施工中，其作用是水基压裂液所无法代替和比拟的。同时它还可应用在低渗透地层和老井重复压裂等地层无伤害的各种压裂井的施工中。工艺的适用性国外油基压裂技术从50年代以展至今已当相成熟。国内虽然起步较晚，但是发展较快。目前该技术从室内研究到现场应用，作业方式从间歇施工到连续作业都取得了长足的进展。然而，由于油基压裂液制备及现场质量控制技术较水基压裂液难度大，同时作业的成本较水基压裂液高，其使用及推广应用都受到极大限制，因此相关的技术报道都相对较少。油基压裂液技术在我国虽然起步较晚，但发展速度较快。随着油基压裂技术的进一步完善和石油勘探开发的深入，该技术将得到更加广泛的应用。目前，在塔里木油田，也仅进行过一井次的油基压裂实践(K103井油基压裂)，但是由于地层原因，施工工艺未获得成功。油基压裂工艺概述工艺的技术发展国内外的研究及应用实践结果表明：基液、胶凝剂、交联剂、破胶剂、水分、初胶液粘度及成胶时间等是影响油基冻胶压裂液性能的主要因素。影响油基压裂液质量因素的研究概要影响油基压裂液质量因素的研究基液是研究油基压裂液及开展油基压裂施工的基础，基液组成与胶凝剂之间的关系研究表明：只有与胶凝剂配伍性好的基液，才能配成性能优良的压裂液。油基压裂液的基液一般为成品油或原油等。成品油组成固定，对压裂液中胶凝剂影响也稳定：而原油特性因产地不同而异。因此，在开展油基压裂施工之前，有必要对所选基液进行详细分析，为研究确定胶凝剂提供可靠的数据。基液的选择影响油基压裂液质量因素的研究胶凝剂是配制压裂液的关键组分，是控制压裂液质量的主要因素之一。油基压裂液根据的胶凝剂一般是磷酸酯及其盐类。胶凝剂的选择应用左图为不同胶凝剂加量的压裂液在80℃、170s-1时，剪切60min后其粘度变化。实验发现：凡是胶凝剂与基液相溶性好的体系，交联后压裂液抗温抗剪性能好，携砂能力强、滤失量小。在一定温度下，随着胶凝剂加量增加，压裂液粘度增大，破胶时间延长。温度愈高，胶凝剂加量愈大。影响油基压裂液质量因素的研究施工井的温度是筛选油基压裂液配方的重要依据。大量实验证实，油基压裂液的综合性能以及其输送支撑剂的能力随施工温度和时间的变化而变化。研究结果表明：随着施工温度升高，作业时间延长，胶凝剂加量也随之增大。目前，国内对于施工温度大于100℃的油气层，通常借助增大前置液的加量，以降低地层温度，或增加胶凝剂加量或补加高温稳定剂的办法来提高压裂液质量。施工温度影响油基压裂液质量因素的研究交联剂是油基压裂液的重要组分之一，目前普遍采用三价铝离子或铁离子作交联剂。交联剂左图为交联比与压裂液粘度关系。由图可以看出：胶凝剂与交联剂之间存在一个最佳的比值（称最佳交联比）。在最佳交联比下制备的压裂液，其质量就高，反之质量就差；当压裂液的配方变化时，最佳交联比也随之变化。另外，原油含水对压裂液的性能的影响表明：随原油含水量的增大，压裂液的最佳交联比也随之增大。影响油基压裂液质量因素的研究实验证明：压裂温度不同，破胶剂加量也不同；温度愈高，破胶剂加量越少。随着破胶剂量的增加,压裂液的抗剪切性逐渐变差。油基压裂中的水分主要源于加入水（配制交联液等）和原油中的含水。研究表明：当含水小于6%时，水对压裂液的性能影响不大，随含水的增加，破胶剂的加量也随之增加；当含水大于6%时，水影响到压裂液的成胶、剪切、破胶、滤失和伤害等性能。破胶剂破胶剂是为了保证压裂施工后压裂液在4～10h完全排出地层，以减轻对地层的伤害。下图考察了不同破胶剂加量对压裂液抗剪切性能的影响。由于油基压裂液受交联速度慢和现有施工设备的限制，压裂施工主要采用两步成交法。其中一交后初胶粘度和二交后的成胶时间是影响整体压裂质量主要因素。由于压裂液体系的交联速度慢，施工前，首先要配制具有一定粘度的初胶液，保证二交后能迅速形成具有一定粘度的压裂液，以确保造缝和将支撑剂有效地输送到裂缝深处的粘弹性。但是，初胶液粘度过高，易产生混砂车泵液困难等问题。因此，为保证二交后1-3min内形成粘弹性好的油基冻胶压裂液，一交加量占整个交联液的30%～50%，老化2-10h后满足初胶液粘度在60～100mPs.s。二交后压裂液的成胶时间是影响压裂成败的关键。实践证明：二交后过快或过慢的成胶速度都会影响整体压裂质量。成胶时间与地面到射孔的深度、混砂车排量等因素有关。在一定排量下，随着施工井深度的增加，成胶时间应减少；因此，压裂前必须认真分析计算，保证压裂施工顺利进行。影响油基压裂液质量因素的研究初胶液粘度及成胶时间性能优良的压裂液具的抗温抗剪切性能好、易返排、滤失和伤害低等特点。油基压裂液是由小分子的磷酸酯和三价铝离子络合成的三维网状大分子，加入破胶剂后，形成的三维岗状大分子又重新解离成小分子随破胶液返排出地层，对地层伤害很小。滤失量大小直接影响造缝质量和压裂效果。一般情况下，高质量的压裂液滤失量小，造缝质量高。影响油基压裂液质量因素的研究滤失和伤害性1、油基压裂工艺概述2、国内外油基压裂工艺的技术水平3、四川油基压裂的技术水平状况汇报提纲国内外油基压裂工艺的技术水平加拿大Fracmaster公司在我国的油基压裂施工1994年10月24日～12月17日，加拿大Fracmaster公司首次在我国胜利、中原和华北油田采用油基压裂液进行了9口井的压裂施工。其中胜利5口井、中原2口井、华北2口井。本次施工是该公司在我国进行的首次技术展示。压裂全部采用他们的技术、设备、压裂液配方及化学添加剂和支撑剂、且由加方人员操作。我方所做的工作主要是起下管柱等井下作业，并按要求提供0号柴油、φ75.9mm（3in）油管和其它一些设备配合其施工。9口井施工成功率为100%，符合率90%，最高施工砂比1000kg/m3（62%）最高泵压82MPa，压裂后投产8口井，至1995年3月20日共累计生产730d，累计生产原油4784.1t。国内外油基压裂工艺的技术水平加拿大Fracmaster公司在我国的油基压裂施工选井要求Fracmaster公司根据施工工艺提出的选井要求是：井况和固井质量良好、油层较厚而且最好未动用过。3个油田所选9口井的情况是：胜利5口井、压前均为停产井，其中有4口井曾经进行过措施，1口井为新层，中原2口井，1口井进行过压裂措施，压前开井产量低，另1口井属于新开发区块，由于没有注水产能低而关井，华北2口井，均未注水，没有进行过油层改造措施，1口井为常关井，另1口井开井但产量低。9口井的井况、固井质量匀良好，待压油层物性清楚并有一定的厚度、油藏均为低渗透。国内外油基压裂工艺的技术水平加拿大Fracmaster公司在我国的油基压裂施工工艺技术特点设计人员参加施工：每口井的压裂施工，设计人员都到现场。小型压裂：每口井正式压裂前都做小型压裂，以便取得有关的实际参数，如压裂液滤失系数、摩阻梯度、破裂压裂梯度等指导正式压裂施工。压裂液：油基压裂液以0号柴油作基液，交联采取两步法配制。根据9口井的情况，预交联的最高浓度为0.88L/m3，相应的二次加交联剂浓度为0.4L/m3，小型压裂实测综合滤失系数为9.27×10-4m/min1/2，最高使用温度可达130℃，而且造缝能力和携砂性能良好。支撑剂：高强、低密度Carbolit陶粒，20/40目，颗粒密度2.5(视密度1.5),60MPa下破碎率仅1.6%，分选好。施工工艺:施工的9口井都是采用多小层合压的方式进行施工，压前对目的层要求补孔，对压裂层下部井段采取填砂（或桥塞）,同时要求加封隔器保护套管。施工对顶替液的用量控制严格，要求比井筒容积至少少0.5m3，以保证缝口处的填砂浓度及缝宽。施工管柱采用ф75.9mm(3in)油管。施工与组织：现场施工要求高、组织好，采用外方设备，只用7人操作，自动计量的精度和程序化控制度高，施工监测及显示直观清晰。施工参数：施工的9口井有8口井施工排量在4m3/min以上，胜利的L8-5-9井加砂砂量多达27t，最高施工泵压达82MPa，最高施工砂比1000kg/m3(62%)9口井的施工成功率为100%,设计符合率90%。国内外油基压裂工艺的技术水平加拿大Fracmaster公司在我国的油基压裂施工工艺技术特点国内外油基压裂工艺的技术水平宝浪油田油基压裂研究与实践塔里木河南勘探公司所属的宝浪油田为砂岩油气藏，渗透率低[(3.8-126)×10-3μm3]，孔隙度低(13％)，温度中高(2100-2600m油层温度为80-110℃)，水敏性强(宝浪油田宝北区块水敏伤害率为74.4％，宝中区块为85.8％)。要提高这种低孔低渗油藏低产油井的产能，必须进行油藏压裂改造。自1995年以来，在宝浪油田采用水基压裂液共进行了6口井7井次的压裂施工，压裂液返排困难，压裂效果均不理想。背景在基液的选择上，从经济角度考虑，选用宝浪油田生产的原油作基液。作为基液的宝浪原油对胶凝剂的分子结构有相应的要求。为了合成适用的油基压裂液胶凝剂，首先对宝浪油田原油的组成、性质与胶凝剂的组成和分子结构进行了分析。宝浪油田原油的性质如下：20℃相对密度0.7976，含蜡11.66％，含胶质沥青质2.93％，地面粘度1.661mPa·s，凝固点13.44℃，初馏点45℃，200℃初馏份32.18％。在分析研究的基础上，研制了油基压裂液胶凝剂FAX-6。国内外油基压裂工艺的技术水平宝浪油田油基压裂研究与实践油基压裂液体系的确立国内外油基压裂工艺的技术水平宝浪油田油基压裂研究与实践压裂液体系的确立胶凝剂FAX-6与哈里伯顿公司胶凝齐形成的冻胶压裂液主要性能对比基液胶凝剂维持粘度mPa·s滤失系数mmin-1/2破胶时间h岩心伤害率%宝浪原油FAX-61064.6×10-44-87.6柴油哈里伯顿974.1×10-488.5可以看出，以宝浪油田原油和胶凝剂FAX-6配制的油基压裂液耐温耐剪切能力强、滤失低、破胶迅速、对地层伤害小，其性能与哈里伯顿公司的以柴油作基液的压裂液相当。国内外油基压裂工艺的技术水平塔里木油田油基压裂研究与实践－K103井井号:K103井井别:开发评价井横坐标：13703674.53纵坐标：4151565.53地面海拔：1845.30补心海拔：1852.20地理位置:新疆维吾尔自治区叶城县乌夏巴什乡喀帕村。构造位置:塔里木盆地西南凹陷柯克亚背斜北翼。完钻日期:2001.2.26完钻层位：N1X8完钻井深:3941.0井眼直径:216mm目的层位钻井泥浆:密度（g/cm3）:1.23-1.27,粘度45-51s井的基本情况压裂目的层:3855.5-3878.0m目的层位地层:N1X8岩性:棕色砂岩综合解释结果:油气层油层中深：3866.5m油层中部温度:87℃（测试）地层渗透率:20×10-3μm2（岩心测定平均值）（克氏渗透率）地层孔隙压力:45MPa（地层测试值）地层孔隙度:14%（岩心测定平均值）含油饱和度：65%（测井解释）预计破裂压力梯度：0.0197MPa/m岩石密度：2.3g/cm3（实验）泊松比：0.288(实验平均值)扬氏模量：6158.9MPa(实验平均值)岩石压缩系数：2.059×10-41/MPa（实验平均值）说明：岩石力学及物性参数均来自室内岩心实验国内外油基压裂工艺的技术水平塔里木油田油基压裂研究与实践－K103井K103井储层数据区块压裂情况初步分析柯克亚油气田属强