江汉低渗透储层提高压裂效果与技术对策.doc

江汉低渗透储层提高压裂效果与技术对策 摘要压裂是改造低渗透油层的有效方法之一，随着江汉油田开发的不断深入，油田的挖潜方向一方面逐渐向深井、低渗透油藏转移；另一方面，由于江汉油田非均质性严重，后期潜力层大多为前期动用差的低渗透、物性差的层，压裂是有效改造这些低渗差层的有效手段。本文分析了近年来江汉油田压裂的措施手段，分析了提高压裂效果的技术对策。 压裂作为江汉油田增产的主要措施手段，自1975年开展增产措施以来，采取压裂措施共计增油20万吨左右。近些年来，在油田的上产工作中，压裂已发挥其越来越大的作用与效果，压裂措施主要突出表现在两方面一是其有效率明显高于其他措施项目，最高达93以上；二是其措施增油量所占比重呈增大趋势。尤其是近几年来陆续投入开发的王广、黄场等深井、低渗透油藏中，压裂已成为动用储量和提高产量的有效方法。 一、 合适的地质条件是压裂成功的基础 影响压裂效果的因素很多，油层的厚度、孔隙度、含油饱和度等要尽可能大，使得采取措施后可以获得较高的采油量和增产倍数。现场实践表明油层的含油性多少、是否有足够能量等是确定压裂成功与效果的先决条件。归纳起来，压裂主要与以下几方面的因素有关 1、 油层含油饱和度的高低是压裂效果好坏的物质基础。一般来说，对于同一单元，在相同地质背景下，油层含油饱和度越高，压开后，效果较好，而含油饱和度较低，即使油层在高砂比下压开，其增油效果也不明显或增油有效期短。 2、充足的地层能量是提高和延长压裂效果的保障 压裂后油井有效和增产时间的长短，取决于是否有能量补充以及能量的供给状况。同时足够的地层能量也有利于压裂液的反排，以巩固压裂的效果。因此，要想提高压裂效果，必须考虑到是否具有一定的能量基础，或者看注采井网是否完善；非注水开发区，压裂井必须要有较高的天然能量。如王广区的广12-2井组，广12-2井于2000年1月投注，对应的油井有广12-1、广13-3、广14-2等井，其物性条件基本相同，均是经过压裂投产，由于压裂选择的时间不同，其压裂后投产效果也完全不同。其中，广13-3井是在广12-2转注前压裂，日产油仅2.6吨；而广14-2井是在投注后压裂，投产后日产油18.5吨，后期广12-1、广13-3井受到广12-2井的注水效果，日产油分别上升到8吨及12吨。 3、地层系数对压裂效果影响较大 地层系数（Kh）过低，使得地层向裂缝的供油能力太弱，增产效果差；地层系数过大，要取得好的增产效果也必须要有很高的裂缝导流能力。据国外研究工作经验，Kh值一般以大于1.5*10-4μm2为好。如果地层有微裂缝存在，将有利于促进压裂效果的提高。 一般来说，对于深井低渗透油藏，受构造及沉积的影响，都存在不同范围和程度的微裂缝，压裂后对改善液体的渗流条件起到了积极的作用。 二、 提高压裂效果的主要技术对策 1、 提高加砂量和砂比是强化地层改造的重点 近几年来，江汉油田在提高砂量、砂比上做了大量的工作，也取得了比较好的效果。对于低渗地层，采用大砂量和高砂比压裂可以有效地改变产层物性，提高产层渗流能力；同时对深井低渗、薄差层采用高砂比、大砂量的压裂，形成的长裂缝可以沟通邻近的油层。如黄22井区，油层仅1-3m，含油饱和度仅55-65，按常规的压裂工艺施工难以大幅度提高油井产量，近年来采用“大排量、大砂量、高砂比，快破胶”等压裂技术，加砂量达到了10-18m3，加砂强度最大达到了10m3/m左右，见到了良好的增油效果，如黄22-16井，压前日产油5.6t，压后日产油达21.8t；黄18-1井，电测解释为干层，孔隙度仅1-5，含油饱和度0-29，2000年通过大砂量、高砂比（砂量达到18 m3、砂比28.1）压裂，投产后日产油14t。 2、梯度加入破胶剂促进压裂液及时破胶，减小残渣伤害问题。 压裂液是由多种添加剂按一定配比形成的非均质不稳定化学体系。是否及时降解破胶对支撑裂缝导流能力的保持百分率影响较大。目前部分油田采用胶囊破胶剂促进压裂液彻底破胶，由于其成本过高，江汉迟迟未用，目前江汉主要采用过氧化物作为破胶剂，在现场施工过程中主要采取梯度加破胶剂的方式，严格控制破胶时间，保证压后及时破胶，排液，近两年压裂80多井次，从压后排液情况看，措施井均破胶彻底，无返胶现象，2003年初对王东12－11进行压裂，施工过程中根据该井油层温度，严格控制各加砂阶段破胶剂加入浓度，压后利用FracproPT压裂软件对该井施工曲线分析，发现该井在措施后期有端部脱砂的迹象，在施工后期缝端压裂液粘度迅速下降，裂缝不再延伸，随着后期缝中砂浓度的增加，达到了饱填砂目的，大大提高了裂缝导流能力，该井压后为一口高产井，日产油20t以上。 3、尽可能地发挥地面系统压力作用，降低油层破裂压力 如果地层破裂压力过高，就难以进行正常施工。在现有地面压裂设备状况下，在满足裂缝中有足够压力和排量的同时，为达到和提高压裂的效果，就应尽可能地降低地面泵压。降低地面泵压的方法一般有两方面的考虑。一是对油层采取合适的前处理以降低破裂压力。目前，在其他油田逐渐开展了大孔径深穿透射孔的降低破裂压力技术，取得了比较好的效果，近来来，我们江汉油田也做了这方面的摸索与摸索。如黄18井区，地层物性状况基本相同，但采用不同的射孔枪弹射孔后，其压裂所需的破裂工作压力也不同。黄18井是黄场油田的一口老井，生产层位是431、2，共3层3.2米，电测解释地层孔隙度为12，声波时差为223μs/ m，该井于1980年采用57-103枪射孔后压裂，破裂压力为63MPa。而2000年9月在该井区打的一口黄18-2井，与之相隔仅160米，钻遇同样层位2层2.2米，电测解释地层孔隙度为11，声波时差215μs/ m，与黄18井相比，物性条件弱差。但该井采用的是相对大孔径深穿透的YD-89枪，射孔后压裂，工作破裂压力为60MPa，显然是降低了破裂压力。二是提高有效压头，尽力减少液体在管路中流动时的摩擦损失。当地层破裂压力一定时，压裂液的管路摩阻损失越大，压开裂缝所需的地面设备泵压越高。江汉油田2001年前一般采用的是27/8”油管压裂；广10-1井是2001年投产的一口新井，该井第一次压裂是在2001年2月，采用27/8”油管压裂，施工破裂压力为71MPa生产基本不出，于2001年4月采用3”油管重复压裂，施工破裂压力为58MPa，降低破裂压力13MPa。目前江汉已在大规模的压裂施工中采用31/2压裂油管，降低了地面泵压。 4、薄油层压裂优化技术现场初见成效 江汉油田王广、东区、西区、黄场等油区目前有大量的生产井具有低渗透薄油层特点，这些井在开发初期均采取过全井合压，通常是两层或三层以上合压，压后通过测井温发现只有一层压开，同时根据后期生产动态分析，各层之间出力程度不同，判断为已压开层的出力状况较好，而未压开层出力较差，目前针对采出程度较低的油层条取了控缝高压裂措施，利用测井曲线，对4个区块50多口井的应力分析，发现该区多数井具有较好的隔层应力，通过优化设计，控制规模及排量，完全可以较好的控制缝高，如广8－8井，2003年该井进行了两次压裂，第一次措施层位是433，压开后日产水5m3，油0t，每二次分压432层，压后日产油5t，水m3该井433和432隔层厚，压后产液分析二层未压窜。 四、下步建议 1、为提高压裂井成功率和效果，开展定性向定量化的研究。建议开展压裂前的压力恢复测试，来分析油层是否堵塞、是否需要压裂；对压裂井进行压后的恢复测试来检查压裂效果； 2、对于低渗透率油藏，可开展整体压裂技术的系统研究，可作为提高低渗透油藏采收率的一种方法； 3、有针对性地开展和引进特殊压裂技术。如限流压裂技术等，用以满足多油层、小隔层井中非出力层的压裂增产； 4、加强动态资料的录取，尤其是地层压力、流压、产量、功图等资料的连续录取等，并注意搞好分析研究。