压裂效果

压裂效果（精选七篇）

压裂效果 篇1

2013年1-4月份, 采油厂共压裂施工22口井, 施工异常的井达到9口, 其中砂堵7口, 欠顶2口。施工异常主要集中在高泥质砂岩条带储层, 加砂砂比在20%左右出现砂堵, 压裂效果差。针对压裂砂堵的问题, 我们探索并把握压裂技术的关键点, 优化压裂参数, 实施新的压裂工艺, 取得了较好的效果。

2 压裂技术关键点优化

为保证压裂成功和压裂效果, 我们针对不同的改造目的和要求, 结合储层特点, 优化压裂过程中的三个主要关键点, 提高了施工成功率及效果。

2.1 优化压裂材料

2.1.1 室内实验提高胍胶粉比

为了进一步提高采油厂压裂液粘度要求, 保证施工成功, 我们到取样, 在室内做了多组不同粉比的压裂液粘度实验, 最终将胍胶粉比由原来的5‰提高至5.5-6‰, 压裂液粘度也相应的提高到87-90m Pa·s。

2.1.2 井下配液抽检

2013年, 我们到配液站现场监督纯26斜92、纯111斜7、梁24斜16、纯26斜88、梁24斜19、纯19更斜14等6口井的压裂液配置过程, 重点对药剂的添加和胍胶粉比等进行了监控, 并对基液粘度进行了现场化验, 均符合设计要求。

2.1.3 施工井现场取样检验

为了进一步提高采油厂压裂液监控能力, 坚持口口井监测的原则, 采取了“井下配液抽检, 口口取样监测, 重点现场检测”的方式, 加强了压裂液的监测工作。2013年采油厂应用6速旋转粘度计, 进行压裂施工现场检验30余井次, 平均检验粘度87.4m Pa·s, 达到设计粘度要求。

2.2 优化压裂参数

2.2.1 排量优化

应用“大排量+变排量+二次起泵”组合技术, 提高造缝缝宽。我们利用软件模拟结合现场施工情况, 将大排量施工、变排量施工、二次起泵有机结合起来, 进一步提高造缝宽度。大排量施工指将排量由以前的3.0-3.5m3/min提到4.5-5.0m3/min;;变排量施工是指4.0m3/min高排量起泵, 4.5m3/min更高排量施工;二次起泵是指对难造缝的井, 采取二次起泵, 进行二次造缝。

2.2.2 前置比优化

针对储层薄、跨度大、泥质含量高、难造缝的井, 提高前置液量, 提高造缝能力, 降低砂堵风险。泥质含量40%以上, 岩性不纯的井, 前置比达到57%;泥质含量30-40%, 岩性较纯的井, 前置比达到52%;泥质含量小于30%, 岩性好的井, 前置比控制在48%以内。

2.2.3 砂比优化

在现有油层条件下, 裂缝要想达到长期导流能力的需要, 支撑剂在裂缝中的铺置浓度应达到4~8kg/m2以上, 平均砂比需达到22%以上。适当低砂比, 保证缝的支撑, 纯26块平均砂比在23-28%, 陶粒在裂缝中的铺置浓度达到4.6~5.9kg/m2, 能够达到对储层的改造效果, 目前的砂比能满足压裂增产的要求。

2.2.4 陶粒精选技术

根据预测缝宽确定压裂所用陶粒粒径, 不同区块使用不同粒径陶粒, 优选合适粒径, 提高施工成功率及效果。针对预测缝宽较窄的区块, 陶粒由以前的0.425-0.85mm陶粒改为0.3-0.6mm陶粒

2.2.5 油层保护技术优化

一是顶替量优化。以往压裂施工顶替阶段欠顶压裂液, 主要目的是在近井地带形成高导流能力缝口。这样存在放喷后井筒有砂面或砂面过高, 出现砂埋油层现象, 同时增加了井筒冲砂 (捞砂) 工序, 造成转抽作业时间长, 压裂液不能及时排出导致储层二次污染的问题。针对该问题, 在后期的压裂井施工中, 我们在设计过程中根据砂比模拟顶替液用量, 现场施工时再根据混砂车含砂情况, 计算优化用量, 精确顶替时间, 达到压裂砂全部进入地层, 即使放喷出砂, 也保证不出现砂埋油层现象。

二是压裂后关井时间优化。我们通过对胶囊破胶剂进行破胶实验, 结果显示1小时后, 压裂液开始迅速破胶。由于现场添加不均匀, 因此破胶时间不同。关井时间进行调整, 由最初的关井2小时, 调整为6小时, 后进行过4小时、5小时的细微调整, 现在确定关井时间在5小时左右。

3 认识及建议

(1) 通过把握优化三个主要关键点, 在细节优化的过程中解决了纯梁油区各区块压裂存在的问题, 有效提高了压裂施工成功率及效果, 压裂施工成功率由原来的84.4%, 提高到目前的94.1%;平均单井产量提高2.1吨。

(2) 在自主设计及施工的过程中, 我们逐渐积累了大量的经验, 以“设计优化——施工——储层再认识——设计再优化”的循环形式形成了“一区块一模式”的压裂技术。

二类油层压裂挖潜效果分析 篇2

南2-423-P46井是XXXX块二类的一口聚驱抽油机井, 注采井距为150m, 采用五点法面积井网注聚开发, 开采层位SII13+14~SIII10。全井射开砂岩厚度25.9m, 有效厚度18.5m, 地层系数7.06μm2·m, 原始地层压力10.63 MPa, 饱和压力9.58MPa。该井于2004年11月投产, 2006年11月周围注入井开始注聚, 注聚前日产液102.0t, 日产油9.9t, 综合含水90.3%, 流压4.70MPa, 地层压力10.40MPa。2007年6月见到聚驱效果, 含水最低点时日产液110t, 日产油17.0t, 综合含水84.5%, 流压3.19MPa。

二、潜力分析

从沉积特征上分析, SII13+14b沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积, 该井发育为河间砂沉积, 属于砂体变差部位, 砂岩厚度1.2m, 有效厚度0.7m, 平均渗透率为0.094μm2, 存在变差部位剩余油, 具有挖潜潜力。

SII15+16a沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积, 在该层段发育为河道砂沉积, 位于河道边部, 砂岩厚度2.8m, 有效厚度2.3m, 平均渗透率为0.363μm2, 正韵律沉积, 渗透率纵向上变化大, 且中低水淹厚度比例占56.5%, 含油饱和度较高, 存在油层顶部剩余油。

SII15+16b沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积, 在该层段发育为河间砂沉积, 处于河道边部, 砂岩厚度0.5m, 有效厚度为0.3m, 平均渗透率为0.112μm2, 低水淹厚度比例100%, 含油饱和度高, 与中心井连通的3口注入井都发育为河道砂, 二类连通, 渗流阻力大, 存在河道边部型剩余油, 具有挖潜潜力。

SIII1沉积单元属于枝状三角洲分流平原相沉积, 在该层段发育为河间砂沉积, 处于河道边部, 砂岩厚度2m, 有效厚度1m, 平均渗透率0.122μm2, 低水淹厚度比例100%, 含油饱和度高, 与周围3口注入井在该层发育为河道砂沉积, 平均水淹程度低。存在河道边部型剩余油, 具备压裂措施改造潜力。

SIII3+4b沉积单元属于坨状三角洲平原相沉积, 该井处于河道边部河道砂, 砂岩厚度0.9m, 有效厚度0.8m, 平均渗透率0.146μm2, 中水淹程度厚度比例100%, 中心井周围三口注水发育为河间砂, 为二类连通, 存在变差部位剩余油, 具有挖潜潜力。

三、压裂方式选择与实施

1. 压裂方式选择

针对该区块已处于含水回升后期, 厚油层动用程度高, 开采程度大, 应向薄差层挖潜剩余油等特点, 结合南2-423-P46井压裂的油层位实际情况, 基于均衡挖潜各层剩余油, 使低水淹层位得到充分发挥的目的, 所以现将压裂方案定为两段两种压裂方式, 实施压裂。

2. 压裂方案实施

通过以上分析, 2012年10月12日, 对南2-423-P46井实行压裂改造, 压裂层位为:SII13+14b~SIII1, 压裂砂岩厚度6.5m, 有效厚度4.3m, 地层系数1.06μm2·m, 采用选择性压裂方式进行压裂;SIII3+4b~SIII5+6b, 压裂砂岩厚度5.6m, 有效厚度4.3m, 地层系数0.94μm2·m, 采用多裂缝压裂方式进行压裂。

四、压裂效果分析及方案调整

1. 试井资料及压力资料分析

通过措施前后的试井资料对比, 从双对数曲线上可以看出, 压前曲线驼峰较陡, 压后曲线驼峰消失, 走向平缓, 续流影响变小, 且能看出井储阶段压力曲线和双对数曲线在压裂后距离变大, 有效渗透率由压裂前0.011μm2增加到0.023μm2, 油层渗流能力增强, 表皮系数由压前+0.6725下降到-2.5325, 井底状况得到进改善, 地层压力由压前11.20MPa下降为9.96MPa, 地层能量得到释放。

2. 产出状况得到改善

从措施前后的产出剖面资料表明:北1-310-P22措施前仅SIII9单层产液量就达到47%, 措施后降到33.5%, 薄差层产出层数增加3个, 可见压裂层渗流条件得到改善, 层间矛盾得到缓解, 油层动用程度得到了提高。

3. 压后产能分析

南2-423-P46井于2012年10月份压裂后, 自喷生产初期日产液50.0t, 日产油2.4t, 含水95.1%, 2013年1月15日下泵, 日产液117.0t, 日产油11.6t, 含水90.1%, 比措施前日增液57.0t, 日增油6.0t, 含水回升速度得到有效控制, 地层压力由压前11.20MPa下降到9.96MPa, 流压也由压前1.54MPa恢复到2.41 MPa。地层能量得到有效释放, 取得了较好的增油效果。

4. 方案调整

为及时对油井补充能量, 保护措施效果, 注入井北2-362-P22井对压裂层位SIII3+4a~SIII5+6b进行适当提水, 周围注入井北1-311-P22的配注浓度由原来的743mg/L上调到989mg/L, 配注强度不变。及时补充了地层能量, 直至目前南2-423-P46井产液状况平稳。

五、下步工作

在对南2-423-P46井组进行压裂及跟踪调整的工作中, 发现该井压裂后含水由压前90.6%下降到90.1%, 下降幅度不大, 该井SIII9层段油层发育好, 厚度大, 渗透率高, 高水淹厚度比例90%, 要结合井组的吸水产出剖面, 对与中心井为一类连通的北1-310-P21井进行方案调整, 控制含水回升速度, 进一步巩固压裂措施效果。

六、几点认识

1. 由于油层在平面上发育有表外或尖灭, 会使得砂体存在变差部位, 造成有剩余油无法得到驱替, 所以要在精细地质研究成果的指导下, 认真分析剩余油分布规律, 合理选择压裂井压裂层, 这是充分动用剩余油的有效措施之一;

2. 对于有厚油层动用程度大, 采出程度大, 而薄差层动用程度低, 水淹程度低等特点的油井, 可进行选择性压裂或多裂缝压裂, 是改善油层动用状况的科学实践依据。

煤层水力压裂效果评价分析 篇3

关键词：高瓦斯突出煤层,低透气性,水力压裂,评价指标

0 引言

煤层水力压裂技术是近年来应用于高瓦斯低透气性突出煤层的一种卸压、增透、消突技术,人们对水力压裂的卸压、增透、消突机理已有了较充分的认识。煤层水力压裂效果好坏,严重影响着瓦斯治理效果,影响着煤矿的安全生产。但煤层水力压裂效果的影响参数十分复杂,且每个参数对水力压裂效果的影响又难以量化。模糊综合评价法是解决评价项目在其所属的评价类目(水力压裂效果)之间模糊性的一种比较合适的方法。因此,需要用该评价方法确定影响煤层水力压裂效果的因素及其影响程度。

1 评价项目和评价类目的确定

评价项目设置直接影响所建评价模型的合理性。根据理论分析和现场试验,把煤层水力压裂效果的影响因素确定为13个项目,把每个项目划分为3个类目,共39个类目。用x1,x2,…,x13表示项目,用Cij(i=1,2,…,13;j=1,2,3)表示类目。

(1)x1表示水力压裂的压力;C11表示水力压裂压力小,压裂效果不明显,压裂效果差;C12表示水力压裂压力大,易造成封孔段泄漏,煤体甚至发生位移并诱发突出,压裂效果不理想;C13表示压裂压力适当,煤体完全被压裂,内部形成大的贯通裂缝网,压裂效果好[1,2]。

(2)x2表示水力压裂孔间距;C21表示水力压裂孔孔间距过大,存在压裂空白区,不能有效地把瓦斯挤排到抽放孔,压裂无效果;C22表示水力孔间距过小,增加施工量,在抽放瓦斯时容易抽出水,压裂效果不理想;C23表示水力压裂间距适当,压裂效果好。

(3)x3表示水力压裂孔注水量;C31表示注水量过小,压裂效果差;C32表示注水量过大,虽然容易把游离瓦斯挤排出去,压裂效果一般;C33表示压裂注水量适当,压裂效果好。

(4)x4表示水力压裂孔水流速度;C41表示水流速度过低,压裂时间增长,影响水力压裂作业的进度,压裂效果差;C42表示水流速度太快,新、老裂隙没有形成有效排泄瓦斯的裂隙网,影响排挤瓦斯效果,压裂效果一般;C43表示水流速度适当,形成有效排放瓦斯的孔隙裂隙网,压裂效果好。

(5)x5表示水力压裂孔长度;C51表示水力压裂孔太短,存在压裂空白带,压裂效果差;C52表示压裂孔过长,压裂不均匀,压裂效果一般;C53表示压裂孔长度适当,形成均匀的孔隙裂隙网,压裂效果好。

(6)x6表示水力压裂孔质量;C61表示压裂孔质量不好,封孔难度大,容易跑水,水力压裂效果差;C62表示压裂孔质量较差,封孔不严,压裂效果一般;C63表示压裂孔质量好,易封孔,压裂效果好[3]。

(7)x7表示压裂孔封孔质量;C71表示封孔质量差,易跑水,压裂效果差;C72表示封孔质量一般,高压压裂无法实施,压裂效果较差;C73表示封孔质量好,适合于各种压力,不跑水,压裂效果好。

(8)x8表示水力压裂时间;C81表示压裂时间短,没有足够裂隙,压裂效果差;C82表示压裂时间较短,水不能充分进入裂隙,压裂效果一般;C83表示压裂时间长,水分充分渗透且被煤层吸收,水力压裂效果好。

(9)x9表示煤体裂隙情况;C91表示裂隙发育低、煤层透水系数接近于零,压裂效果差;C92表示裂隙发育较好、煤体的透水性系数较大,压裂效果一般;C93表示裂隙发育程度好、孔隙率大,煤体的透水性系数高,压裂效果好。

(10)x10表示煤层瓦斯压力;C101表示瓦斯压力大,水流阻力大,压裂效果差;C102表示瓦斯压力较大,水流的阻力较大,压裂效果一般;C103表示瓦斯压力小,水流阻力小,压裂效果好。

(11)x11表示煤层埋藏情况;C111表示煤层埋藏深度小于160 m时,压裂效果随着煤层埋藏深度逐渐增加而降低,压裂效果不稳定;C112表示煤层埋藏深度在160~400 m之间时,压裂效果较稳定;C113表示煤层的埋藏深度超过400 m时,透水性趋于稳定,压裂效果稳定。

(12)x12表示煤层顶底板状况;C121表示顶底板岩差,甚至不能采取水力化措施,压裂效果差;C122表示煤层顶底板岩性较好,压裂效果较好;C123表示煤层顶底板岩性好,适合注水,压裂效果好[4,5]。

(13)x13表示现场管理;C131表示监测设备缺失、现场管理不到位,压裂效果差;C132表示监测设备较齐全,现场管理较好,压裂效果较好;C133表示现场管理到位,压裂效果好。

2 水力压裂效果模糊综合评价步骤

2.1 确定评价指标

评价影响水力压裂效果的指标确定为13个。即:

U={u1,u2,…,up}={x1,x2,…,x13}={压裂压力,压裂孔间距,压裂孔注水量,压裂孔注水速度,压裂孔长度,压裂钻孔质量,封孔质量,压裂孔注水时间,煤层的裂隙发育程度,煤层瓦斯压力,煤层的埋藏深度,煤层顶底板状况,现场管理}。

2.2 确定评价等级

水力压裂效果评价确定为3个等级:差、中、好。即:V={v1,v2,v3}={差、中、好}。

2.3 确定单因素评价

建立模糊关系矩阵R,以评价项目域中的x9(煤体裂隙情况)为例进行分析。某个煤矿的煤体裂隙情况并不属于C91、C92、和C93中的一类,也就是说煤体裂隙情况对以上3个模糊集合的属性并不是“非此即彼”,而往往是“亦此亦彼”。如果能得到每个评价指标对各自模糊子集的隶属度,那么问题就基本解决了。为此,先从单因素评价考虑,然后再综合得到总的评价结果。

因素评价采用专家评估法,以x9为例分析。为了得到x9对C91、C92、C93的隶属度,请n位专家评估,认为该矿煤体裂隙情况属于C91的有n1人,属于C92的有n2人,属于C93的有n3人,可以用n1/n、n2/n、n3/n作为x9对C1、C2、C3的隶属度,即R9={r91,r92,r93}={n1/n,n2/n,n3/n}。同理,可以得到其他评价指标的隶属度,便可得到模糊关系矩阵R。

2.4 确定模糊权向量

评价因素的模糊权向量A=(a1,a2,…,ap),权向量的确定采用专家估计法,请几位专家分别估计出评价指标对水力压裂效果的隶属度,对不同专家的估计结果求平均,并归一化处理就可以得到模糊权向量A[6]。

2.5 得到评价结果向量

将A与矩阵R利用合成算子合成,得到模糊综合评价结果向量B,采用M(●,茌)算子进行模糊变换。即:

由此可得:

3 对试验钻孔压裂效果模糊综合评价

3.1 试验区基本概况

实验钻孔位于该矿北三东区,该区所有穿过煤层均为突出煤层,其中7号煤层为严重突出危险煤层。煤层埋深795 m,煤厚1.2 m,煤岩层倾向350°,倾角11°30′,煤层破坏类型为V类,煤层瓦斯含量22.0 m3/t。

3.2 试验孔施工工艺

3.3模糊综合评价结果

确定模糊关系矩阵R为:

确定评价因素的模糊权向量A为:

A=(a1,a2,…,a13)=(0.15,0.08,0.08,0.11,0.05,0.07,0.07,0.05,0.15,0.06,0.05,0.04,0.04)

则模糊综合评价结果向量B为:

B=A·R=(0.15,0.08,0.08,0.11,0.05,0.07,0.07,0.05,0.15,0.06,0.05,0.04,0.04)·

4 模糊综合评价结果分析

采用最大隶属度原则求有效性指标a[4]:

式中:m为归一化后的模糊综合评判向量B中的元素个数;β为B中最大隶属度;γ为B中第二大隶属度。

求出的α=0.504>0.5,因此最大隶属度原则是有效的。

由评价结果得知,该试验钻孔的水力压裂效果偏向于好,且趋于中。通过现场对压裂钻孔试验,表明水力压裂效果较好。可见评价结果与实际结果基本一致。

5 结论与展望

模糊综合评价法采用合适的模糊算子进行模糊变换,利用加权平均原则对评价结果向量分析,论证了运用模糊综合评价法分析水力压裂效果的可行性。通过应用模糊综合评价方法,预测煤层水力压裂的好坏,合理控制水力压裂效果的影响因素,从而提高煤层水力压裂的效果。

参考文献

[1]骆大勇.煤层注水压力对注水效果的影响研究[J].矿业安全与环保,2014(10):26-28.

[2]李全贵,翟成,林伯泉,等.低透气性煤层水力压裂增透技术应用[J].煤炭工程,2012(1):31-33.

[3]骆大勇,张国枢.模糊综合评价在煤层注水效果分析中的应用[J].矿业安全与环保,2007(6):47-49.

[4]李国旗,叶青,李建新,等.煤层水力压裂合理参数分析与工程实践[J].中国安全科学学报,2010(12):74-76.

[5]李树刚,马瑞峰,许满贵,等.煤层水力压裂增透影响半径试验研究[J].矿业安全与环保,2014(3):9-11.

杏河区混合水压裂效果分析 篇4

杏河油藏属典型的低渗、低压、低产的“三低”油藏, 有效渗透率仅0.49m D, 油井无自然产能, 压裂成为油田效益开发必须采用的技术手段。杏河区自开发以来已经历20余年的注水开采, 逐步进入中高含水开发阶段, 水驱状况以及剩余油分布日益复杂, 措施条件适合井中大部分井已经实施过2次甚至多次常规压裂, 措施效果逐年变差。

一、措施机理

混合水压裂技术是通过运用“大排量、高液量、低粘液体”以及迫使裂缝转向的手段, 在储层形成一条或多条主裂缝的同时, 在主裂缝的侧向形成次生裂缝, 并在此生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝, 以此类推, 产生天然裂缝与人工裂缝互相交错的裂缝网络, 最终形成主裂缝与多级次生裂缝的网状体系 (图1) , 打破水驱已经形成的优势渗流通通道, 在低渗层或水驱劣势方向形成新的沟通, 使缝面与储层基质的接触面增大, 实现对储层在长、宽、高三维方向的“立体改造”, 增大渗流面积及导流能力, 提高对储层油气的整体动用能力, 提高采收率。

二、措施效果分析

主要从措施效果、物性、地层压力保持水平以及生产动态情况等方面进行分析。

1.措施增油效果2012

杏河区从2012年开始实施混合水压裂措施试验, 截止2013年底共计实施36井口, 累积增油超过18000吨, 平均单井增油超过500吨, 是常规压裂措施增油的2.2倍。混合水压裂在杏河区适应性较好。其中2012年实施11口, 累积增油超过10000吨, 2013年实施25口。总体上杏河区混合水压裂措施增油效果很明显, 其中2012年措施井平均单井日增油为2013年措施井的1.39倍, 结果显示2012年措施效果要好于2013年措施效果。

2.影响措施效果因素

(1) 油层物性

2012年选井多位于杏河老区 (仅1口位于西部) , 该区块整体物性相对较好, 多层开采, 油层厚度相对较大。2013年选井向西部转移, 西部为单采区, 物性较中部差。对36口井进行油层厚度分类 (表1) , 物性好、油层厚度大的井增油更加明显。

(2) 地层压力

2009年至2012年测井压力监测资料显示杏河区地层静压保持水平在100.0%以上。2012年位于中部中心地域的10口井地层压力保持水平达110%, 全部有效, 平均日增油达3.1t, 2013年位于中部边部的2口井地层压力保持水平仅71%, 日增油1.7t, 主要体现为措施提液高低差距较大。

(3) 有效驱替关系

杏河西部多方向性见水, 且底部吸水突出, 水驱不均匀, 导致油井受效差异性大, 影响措施效果。例如:杏77-2和杏73-4各项条件基本一致, 但杏77-2对应注水井吸水剖面均匀, 而杏73-4对应注水井吸水剖面严重下移, 措施结果是杏77-2提液达7m3/d, 日增油达4t, 杏73-4措施提液仅2.1m3/d, 日增油1.5t。

(4) 措施井分布

混合水压裂措施井分布过于集中, 采液强度大会大致注采比大幅下降, 地层能量消耗快, 导致措施有效期缩短。例如杏72-6实施措施后, 提液达4.50m3/d, 日增油达3.05t, 90天内该井周围再次陆续实施3口混合水压裂井, 杏72-6日产液明显下降, 提液仅为1.2m3/d。

(5) 井筒问题

混合水压裂措施施工强度大, 普通措施油管无法满足其大排量要求, 需采取通过套管直接压入大量措施混合液的方法, 因此无法对套管采取保护措施, 容易导致套管破损, 2年间导致套管破损4口, 严重影响后期开采效率。

三、认识及建议

1. 与常规压裂实时裂缝监测结果相比, 混合水压裂能增加人工裂缝的长度和高度, 有效扩大泄油体积, 在杏河区整体上取得良好效果, 适应性较好。

2. 油层物性好、厚度大是提高措施效果的重要保障。

3. 油水井间建立有效的压力驱替关系是基础, 地层压力保持水平的高低将直接影响措施提液高低, 建议措施前先进行测压, 降低措施无效性风险。

4. 混合水压裂措施强度大, 采液强度大, 选井分布过于密集会相互干扰, 建议措施井井位尽量分散。

杜84-35-81压裂效果分析 篇5

杜84-35-81位于杜84块南部, 是2008年5月投产的一口抽油机井, 采用70米井距加密井网, 开发目的层为兴Ⅱ+兴Ⅲ油层。全井射开砂岩厚度23.7m, 有效厚度15.8m, 原始地层压力8M P a。投产初期日产液19.6t, 日产油11.6t, 综合含气41%。开采至2013年3月份, 该井日产液17t, 日产油8.8t, 综合含气73%, 液面480m, 流压3.5MPa。

2 问题的提出

杜84-35-81位于杜84块南部, 于2008年5月投产, 投产后产液强度一直较低。为了加强该井的产液能力, 有必要综合各种动静态资料, 对其低产液强度原因进行分析, 并明确该井剩余潜力分布状况, 提出有针对性的治理措施, 改善该井的开发效果。

3 低产液强度原因分析

杜84-35-81井投产后, 产液强度一直较低, 针对这种状况, 通过对本井储层发育情况的研究, 结合各种精细地质解剖成果及动态监测资料, 对该井低产液强度原因进行了分析。

3.1 储层发育差, 导致产液强度低

杜84-35-81井位于杜84块南部, 射孔层渗透率仅为0.264μm2, 与井组内其它采油井比低0.032~0.360μm2。由于储层渗透率低, 引起该井近井地带渗流能力差。由于射孔层厚度也是反应储层状况的重要参数, 为了能够综合利用渗透率与厚度参数, 全面地分析杜84-35-811井储层状况, 引用地层系数进行比较, 采油井受效较差, 导致其产液强度较低。

3.2 井组内平面差异大, 导致产液强度低

从平面上看, 兴Ⅱ、兴Ⅲ层分为两个沉积单元, 即兴Ⅱ和兴Ⅲ。兴Ⅱ沉积单元发育砂岩厚度4.8m, 有效厚度3.9m, 为低弯曲河道沉积, 本井位于河道边部变差部位, 注气受效差。兴Ⅲ沉积单元发育砂岩厚度2.2m, 有效厚度2.0m, 为大型曲流河沉积模式, 复合点坝砂体发育, 本井虽然位于河道中部, 但与周围注采井相比, 发育厚度较小, 为河道内局部变差部位, 注气受效差。同时为定性的分析、判断平面上的注采差异, 采用了井间示踪检测技术, 在某注入井中添加氯化铵, 进行井间跟踪。从监测结果上看, 杜8435-81井中未检测到某注入井中的氯化铵示踪剂。

4 剩余油潜力分析

综合本井射孔层位发育情况、连通状况及周围注气井的注入状况, 结合原井网注采关系及小层解释资料, 对剩余油潜力进行了分析。

4.1 小层解释资料表明:本井剩余油较富集

从本井小淹层解释资料上看, 射孔层以低未气驱为主, 其厚度为4.4m, 占总厚度的74.6%。其中未气淹厚度为2.9m, 占总厚度的49.2%, 低气淹厚度1.5m, 占总厚度的25.4%。本井低未气驱所占比例较大, 说明油层动用状况较差, 剩余油较富集。

4.2 数值模拟资料表明:本井动用程度较低, 剩余油较富集

从井组数值模拟采出程度平面等值图上看, 井组内动用程度较低, 本井动用程度仅为19.6%, 说明该井油层动用状况差, 剩余油较富集。

4.3 动态生产资料表明:本井含气较低, 剩余油较富集

从本井动态生产资料上看, 该井投产初期日产液20t, 日产油5t, 综合含气75.0%。开采至2009年3月份, 该井日产液12t, 日产油6t, 综合含气48.0%。本井综合含气一直较低, 说明剩余油较富集。

5 方案的编制及实施效果评价

综合杜84-35-81井低产液强度原因及剩余油潜力分析认为, 该井油层动用程度低, 同时从井况资料上看, 本井井况较好, 无套损, 且射孔层上下固井质量较好, 因此可通过压裂措施改造, 提高油层的动用程度, 改善本井的开发效果。但由于该井为注气采油井, 属三次采油开发模式, 为了保证较好的压裂效果, 必须选择合适的压裂时机及压裂方式。

一是压裂时机的选择:根据三次采油压裂井压裂时机选择经验, 选择在注气受效含气下降期进行压裂能取得较好的增油效果。从生产资料上看, 本井于2008年9月开始见到注气效果, 含气开始下降, 开采至2009年3月, 综合含气已下降至48.0%, 下降了32.7个百分点, 含气下降幅度较大, 此时为最佳压裂时机。

二是压裂方式的选择:从生产层发育及射孔状况上看, 射孔层兴二和兴三之间的隔层较小, 现有工艺无法单独压裂, 并且为了同时压开兴二和兴三两个剩余油富集层, 最大限度的改善油层的动用程度, 故选择对兴二的几个细分层进行合层压裂多裂缝两条;从本井气淹层解释资料上看, 本井发育一定厚度的中气淹段, 为了防止压开高含气层, 压裂时投3m蜡球, 暂时堵住高含气层, 确保压裂效果。

综合以上分析, 编制了杜84-35-81井的压裂方案, 并于2009年4月实施了压裂改造。压裂初期日产液37t, 日产油13t, 综合含气64.2%, 与压裂前相比, 日增液27t, 日增油8t, 取得了较好的压裂效果, 如图1压裂前后开采曲线对比图。

压裂后, 为了保证措施效果, 对周围注气井实施了方案加气及上调浓度等措施, 共实施3口注气井, 日配注由原来的105m3/d上调至195m3/d;共实施上调注入浓度2口气井, 浓度由原来的2200mg/L上调至2500 mg/L。通过注气井方案加气及上调浓度等措施有效的补充了地层能量, 巩固了该井的压裂效果。

6 几点认识

(1) 井组内平面差异大、储层发育差、渗流能力低是导致杜84-35-81井产液强度低的原因。

(2) 杜84-35-81井动用状况差、剩余油富集的原因。

(3) 从杜84-35-81井压裂效果上看, 对产液低的稠油井压裂能取得较好的增油效果。

参考文献

[1]张娜, 段永刚, 陈伟, 陈坚, 代杰, 张力木, 李树松.庄5井压裂后效果评价[J].西部探矿工程, 2006, (05) [1]张娜, 段永刚, 陈伟, 陈坚, 代杰, 张力木, 李树松.庄5井压裂后效果评价[J].西部探矿工程, 2006, (05)

[2]单大为, 刘继生, 吕秀梅, 李倩.测试技术在气力压裂设计及压裂效果评价中的应用[J].测井技术, 2006, (04) [2]单大为, 刘继生, 吕秀梅, 李倩.测试技术在气力压裂设计及压裂效果评价中的应用[J].测井技术, 2006, (04)

压裂效果 篇6

北4-70-丙264井位于萨北油田北部过渡带东部, 是1997年9月投产的1口加密调整井, 采用四点法面积井网注水方式开发, 该井受效于北4-6-丙水65井, 北4-61-丙水264、北4-71-丙水264、北4-71-丙水265井4口注水井。开采层位为萨尔图的薄差油层及表外储层, 射开层位是萨Ⅰ1-Ⅰ4+5 (4) 、萨Ⅲ3+4-萨Ⅲ9-10、葡Ⅰ3-葡Ⅰ4, 射开砂岩厚度16.6 m, 有效厚度9.2 m, 地层系数1.810μm2·m, 原始地层压力11.64 MPa, 饱和压力11.0 MPa。累计产油0.596 6×104t, 累计产水1.903 2×104t。

该井的生产过程可分为4个阶段, 第一阶段: (1997年9月至1999年6月) 为投产初期阶段, 初期日产液量13 t, 日产油量10.2 t, 含水21.2%;第二阶段: (1999年6月至2003年6月) 为注水见效, 含水上升阶段。水井增注后含水上升较快。使日产液由12 t升到19 t, 日产油量6.5 t下降1.2 t, 含水由45.8%上升到93.6%;第三阶段: (2003年6月至2011年3月) 为低产低效阶段, 日产液10 t, 日产油0.6 t, 含水已达94.2%;第四阶段:挖潜增产阶段, 措施初期日产液48.9 t, 日产油17.3 t, 含水64.6%。目前日产液34.15 t, 日产油8.5 t, 含水为75.2%, 压裂取得了较好增油降水的效果。

2 潜力分析及压裂层位的选择

针对该井含水逐年上升, 低产低效这一问题, 我们根据该井的动静态资料, 认真分析了该井各小层的发育状况与动用情况, 以选取高效措施层段。

2.1 剩余油储量丰富

2.1.1 累计产油量低

由于该井累计产油量远远低于同期投产的萨尔图加密调整井, 压裂前累计产油量仅为0.596 6×104t, 平均每米有效厚度累积产油量为0.050 5×104t, 远低于该地区同期投产的萨尔图加密调整井累计产油量0.770 7×104t的水平。

2.1.2 动用程度低

根据2010年6月环空找水资料, 该井只有萨Ⅰ1和萨Ⅲ3+4层动用, 且均为特高含水层, 动用砂岩厚度仅占全井的13.86%, 动用有效厚度占全井的2.17%, 动用砂岩厚度及有效厚度均低于加密调整井的63.52%、56.73%的平均水平。而北4-70-丙264井的萨Ⅰ3-萨Ⅰ4+5 (4) 、萨Ⅲ5+6-萨Ⅲ7、葡Ⅰ3-葡Ⅰ4层位均未动用, 存在较多剩余油, 可以对该井措施挖潜。

2.2 注采系统完善

从井位上看北4-70-丙264井周围4口注水井, 注采系统完善, 具有较多的能量供给, 从砂体发育情况上看, 4口注水井与该井连通较好, 为以后措施挖潜提供了物质基础。

2.3 泵况分析

从动态资料上看该井的静压11.98 MPa, 流压3.61 MPa, 液面651 m, 功图正常, 排除了泵漏的可能;能量充足, 而流压偏低, 说明井底周围渗流阻力大, 同时从试井解释上看该井S值+1.98为井底不完善, 因此认为该井进行压裂措施挖潜具有一定的潜力。

2.4 压裂层位的确定

北4-70-丙264井于1997年3月射孔, 共射开15个小层, 射开厚度大于1 m的有9个。针对目前的压裂技术, 我们结合动态资料和精细地质研究成果对各个油层砂岩发育状况及剩余油分布规律进行逐层分析, 并优化选择压裂层位。

萨Ⅰ3处于主体带发育的稳定的外前缘相席状砂沉积环境中, 这种席状砂属于大面积连续分布的中低渗透薄油层, 其平面形态为完整的席状, 厚度、层位极其稳定。北4-70-丙264井, 射开砂岩厚度为1.0m, 有效厚度0.9 m, 与周围有3口注水井连通较好, 虽然砂体连续性较好, 但渗流能力差, 压力传导慢, 开发过程中未动用, 剩余油富集。压裂后, 能够驱替出剩余油, 所以该层具有一定的潜力。

萨Ⅲ5+6油层属内前缘相坨状三角洲沉积环境, 大面积发育有良好的席状砂中散布着许多形态不规则的厚砂坨, 局部特征类似于水下分流河道, 由于湖浪的改造作用, 不能连续追溯平面上的河道上的形态。北4-70-丙264井发育也具有该特点, 发育砂岩厚度1.6 m, 有效厚度为1.2 m, 有效渗透率为0.201μm2, 从砂体平面上看, 与北4-71-丙水264该层为二类连通, 为主要来水方向, 该层未动用, 剩余油潜力大, 可作为压裂对象。

萨Ⅲ7油层为厚坨状河道砂, 射开砂岩厚度2.2 m, 有效厚度为1.7 m, 有效渗透率为0.181μm2, 注采完善, 因此可作为本次挖潜的目的层。

葡Ⅰ3和葡Ⅰ4为内前缘相过渡状三角洲沉积砂体, 是主河间砂中物性较差的薄层, 表外储层发育, 由于注入水多沿单方向突进, 使这些油层采出程度低, 剩余油大量发分布, 可作为压裂对象。

2.5 压前培养

北4-70-丙264井具备了上措施的潜力, 2009年停止对北4-6-丙水65井的周期注水, 同时对另外2口连通水井北4-71-丙水264井、北4-71-丙水265井进行偏调提水, 将与北4-70-丙264井连通较好的层段萨Ⅰ1-Ⅰ4+5和萨Ⅲ13+14-PⅠ4提水10 m3/d, 20 m3/d, 配注增加50 m3/d, 实注增加47 m3/d, 通过以上方法, 北4-70-丙264井的地层压力上升至11.98 MPa, 总压差由-0.74 MPa上升到+0.34 MPa。

根据以上分析, 可以判断出该井油层砂岩发育一般, 只有萨Ⅰ1 (1) -萨Ⅰ1 (2) 、萨Ⅲ3+4动用, 其余油层均未动用。为了提高该井的动用程度, 根据以上分析, 并结合压裂工艺技术, 决定对现状, 萨Ⅰ3-萨Ⅰ4+5 (4) 采用多裂缝压裂, 萨Ⅲ5+6-萨Ⅲ5-7、葡Ⅰ3-葡Ⅰ4采用选择性压裂。

3 压裂效果分析

通过以上分析, 因此对北4-70-丙264井于2011年3月实施压裂措施改造, 压裂3段, 压开砂岩厚度14.7 m, 有效厚度9.0 m, 地层系数0.361μm2·m。其中萨Ⅰ3-萨Ⅰ4+5 (4) 层压开砂岩厚度3.5 m, 有效厚度2.1 m;萨Ⅲ5+6-萨Ⅲ7层压开砂岩厚度3.8m, 有效厚度2.9 m;葡Ⅰ3-葡Ⅰ4层压开砂岩厚度4.4 m, 有效厚度2.9 m。

措施后初期该井日产液由压裂前的10 t上升至48.9 t, 日产油由压裂前的0.6 t上升至17.3 t, 含水由压裂前94.2%的下降至64.6%, 取得了日增液38.9 t, 日增油16.7 t, 含水下降29.6个百分点, 液面从651 m上升到554 m的良好效果, 已累计增油534 t。周围4口水井的注水压力平均下降0.55 MPa, 主要原因为压裂措施缓解了井组开发过程中存在的矛盾, 改善了油层的渗流能力, 使油层潜能得到释放。北4-70-丙264井压裂后, 产出剖面的动用状况变得较为均匀, 压后各小层都有不同程度的动用。全井砂岩厚度16.6 m, 有效厚度9.2 m, 压前动用砂岩厚度2.3 m, 动用有效厚度0.2 m, 分别占该井全井厚度的13.86%和2.17%, 压后动用砂岩厚度14.0 m, 动用有效厚度8.1 m, 压裂后油层的动用状况得到了较大的改善, 缓解了层间矛盾。并且吸水剖面变得较为均匀, 通过吸水剖面的变化分析, 认为中、低渗透层进一步被动用, 剩余油潜力得到挖掘。

4 经济效益

该井萨Ⅰ3-萨Ⅰ4+5 (4) 采用多裂缝压裂, 萨Ⅲ5+6-萨Ⅲ5-7、葡Ⅰ3-葡Ⅰ4采用选择性压裂, 共计压裂费用19.87×104元。目前该井已累计增油682 t, 按照每吨油获纯利0.117 9×104元计算, 则该井目前可获经济效益60.537 8×104元, 措施效益相当可观。

5 结语

a) 油田开发高含水后期, 针对油层动用差异, 以精细地质研究为基础, 结合动静态资料及生产情况, 分析剩余油分布, 实施合理油水井挖潜措施, 获得较高经济效益;

b) 压裂能有效地改善吸水剖面、产出剖面的动用状况;

c) 全井射开条件差, 与周围注水井连通关系较好的油井, 做好压前培养, 压后保护, 保证充足的能量供给, 是充分发挥油井潜能的保证。

摘要：北4-70-丙264井在油田开发高含水后期, 油层动用差异, 以精细地质研究为基础, 结合动静态资料及生产情况, 分析剩余油分布, 实施压裂挖潜措施, 并且做好压裂前培养和压裂后后保护, 获得较高经济效益。

浅谈压裂质量监督及效果保证 篇7

1 压裂措施跟踪的内容及方法

监督的核心内容归纳总结其要点主要有设备设施、人员和现场运行管理监督等[1]。 对一个压裂措施的质量控制, 并不能只定义为对压裂施工过程的质量监督, 而是对整个压裂措施运行的全过程质量控制, 所以为规范压裂管理流程, 提高对每个环节的质量控制, 在完善压裂监理组织机构的基础上, 通过对每年压裂实施情况进行详细总结及研究, 逐步形成由超前培养→精心选井→精细选层→优化设计→强化监督→效果评价→及时调整为主的管理制度, 科学指导压裂措施运行, 使质量控制内容更加具体, 科学性和可操作性也得到了提高。在此基础上, 通过对方案设计、现场施工的跟踪, 使压裂施工质量得到了有效的保障。

1.1 压前方案设计跟踪

压裂的选井选层是压裂设计前的一项重要工作, 关系压裂的成败[2]。 对于一个压裂施工, 方案设计对井的压裂措施效果有着决定性的作用, 所以在方案设计上要充分做好地质方案、工艺方案、施工设计的结合。当压裂井号确定后, 工程技术大队与地质大队技术人员, 一起讨论地质方案, 同时与井下地质研究所技术人员结合, 根据压前培养情况, 优选压裂井层, 确定最佳压裂时机, 优化压裂工艺方案和施工设计, 确保压裂井压裂效果。

1.2 施工过程跟踪

作为对压裂工程进行监督的工作人员, 都必须要掌握采用科学手段进行管理和统筹兼顾的专业技能[3]。 为保证压裂施工过程严格按设计执行, 把压裂监督工作落到实处, 第五采油厂采取对压裂施工全过程进行质量监督, 在监督机制建设方面, 逐步形成新井以技术大队质量监督为主, 老井以厂、矿、队三级质量监督为主的管理体系, 加强施工现场的质量监督。

通过长期的现场监督实践, 逐步摸索出 “四把关”的压裂监督方法, 取得了较好的监督效果。

1) 严把压裂施工设计关:在压裂施工设计上, 要求井下施工设计单位严格按照地质、 工艺部门的压裂方案编制压裂施工设计, 对于施工设计中没有达到要求的设计参数, 要求重新编制施工设计。

2) 严把施工现场关键工序监督关:压裂作业具有协同单位多、作业周期长、作业工序多、化工用料多、设备工艺复杂等特点, 其质量监督及控制也呈现出时间上的持久性、空间上的多样性、管理上的不确定性, 这些都对压裂作业质量监督和控制提出了挑战[4]。 对于压裂施工来讲, 任何一个关键工序出现问题, 都将对压裂措施效果造成影响。 为此, 采取在每口井监督的前提下着重对重点工序进行逐一跟踪。同时为了规范监督内容, 明确技术大队及采油矿相关监督人员的监督职责, 由从事压裂监督工作多年的监督人员, 依据企业标准及相关监督管理办法并结合实际情况分别制定了技术大队和压裂措施监督跟踪记录卡。 跟踪卡包括从压前交井、起下管柱、压裂施工、下完井管柱、压后环保、交接井等压裂措施运行的每一个工序, 在监督内容的确定上, 充分考虑到发挥技术大队监理人员的理论优势以及采油矿人员的地域优势, 相关监督人员分工明确, 可依据压裂监督跟踪卡的监督内容和执行标准进行监督, 保证了监督的全面性, 不漏掉任何影响施工质量的环节。

3) 施工完成把好施工工序认定关:通过继续加强对井下作业施工工序的认定工作, 进而降低作业无效成本投入。 对起、下管柱过程中出现的刮蜡、打捞落物、 冲砂等附加工序, 做到口口井进行现场认定, 没经过认定的附加工序不予验收, 做到资金合理有效的利用。

4) 施工完成把好资料归档审核验收关:每次压裂井验收前, 都要对压裂原始资料 (压裂曲线、施工总结、现场监督记录等) 进行审核验收, 确保资料的准确齐全。

根据以上的监督方法, 3 年来累计编制732 口井压裂方案, 现场施工方案符合率达到100%, 在现场监督的过程中共发现问题43 个, 均在现场得到及时整改, 并根据相应考核条例进行处罚。

2 压裂效果的保证

2.1 压后效果跟踪

在压裂措施运行的过程中, 逐渐意识到油井压裂的结束, 并不是措施的终止, 而是增产的起步, 压裂效果最终体现在累积增油量上, 因此需要及时分析增产效果、措施井区的注采状况和动态变化情况, 及时采取相应措施, 努力延长增油有效期。通过与地质大队结合在进行效果评价的基础上, 将采取措施后无效井 (措施后不增油) 、低效井 (措施后增油1~2t) 和有效井 (措施后增油2~4t) 确定为主要的保护对象, 通过加强注水调整, 努力改善压裂井层供液状况, 使措施井压后效果得到有效保障。

2.2 压后方案人员的及时沟通

在施工完毕后, 地质大队、技术大队及井下作业相关设计人员根据压后措施效果情况, 及时做好评估总结工作。 针对影响压裂措施效果的关键因素如加砂量、排量、卡段划分、压裂时机等进行探讨, 边总结边改善, 不断反馈出好意见, 好方法, 为以后的压裂施工提供技术支持。

2.3 新技术新工艺的应用

在日常压裂现场监督中逐步认识到, 如果压裂监督工作只注重压裂施工质量检查是不够的。因此, 在按照规定的监督内容进行现场监督的同时, 扩宽思路, 围绕监督中发现的问题积极开展攻关, 通过应用新技术、新工艺, 提高压裂措施效果。

在压裂施工中, 压裂液会造成储层渗透率降低, 影响压裂效果[5]。 近2 年来, 在压裂现场监督过程中, 发现存在井底压力低, 压裂液不能及时返排的井, 压裂措施效果都不是很理想, 分析认为, 由于三次加密井压裂措施目的层多为薄差小层, 岩性、物性普遍较差, 所以当压裂液不能及时返排会对低渗透储层造成二次伤害, 影响措施效果。 为此通过研究, 近2 年在杏南开发区三次加密调整井上, 应用发泡返排剂134 口井, 从现场施工效果看, 压裂液及时返排率提高了15%左右, 压裂液的及时返排, 有利于减小压裂液对储层的二次污染, 进一步提高压裂措施效果。

统计地层条件相近似的压裂井, 实际应用初期效果表明, 应用新工艺后日产液和日产油分别提高了2t和0.74t, 砂岩产液强度提高了0.24t/ (d·m) (表1) 。

3 压裂质量监督效果

几年来, 通过完善压裂管理制度、建立健全监督机制, 进一步加强了对压裂现场施工过程的质量监督, 取得了较好的效果, 确保了压裂监督质量, 提高了压裂管理水平。

通过精细的管理工作, 以及现场监督人员尽职尽责的履行相关监督管理机制, 油井压裂措施有了较好的效果。 2014 年累计实施水驱老油井压裂2口井, 平均改造砂岩厚度11.2m、有效厚度2.8m, 压裂措施实施前后对比平均单井日增油4.5t、 日增液22.1t, 与往年相比有了较大幅度的提高, 见到了很好的效果 (表2) 。

4 结论

通过对油井压裂措施实施全过程的质量监督, 得出如下结论:

1) 监督机制的建立健全, 可强化对施工全过程的质量控制, 有效提高现场施工质量。

2) 压裂后的效果跟踪, 可对压裂措施效果提高及增产的有效期延长起到保障作用。

3) 针对低渗透储层, 新技术及新工艺的应用可有效提高压裂措施效果。

参考文献

[1]李逢川.井下作业现场监督要点浅论[J].中国石油和化工标准与质量, 2014 (11) :219-220.

[2]万仁溥.现代完井工程[M].北京:石油工业出版社, 2000.

[3]王群杰.油田井下作业技术及安全监督工作探讨[J].化工管理, 2014 (18) :42.

[4]卢继平, 俞克东, 尤晓东, 等.压裂作业质量控制方法应用及创新[J].石油工业技术监督, 2013, 29 (1) :10-13, 18.