压裂技术在低渗透油藏中的应用与研究答辩

（四）压力规模、缝长设计
对于新井，按层系的最大水平主应力方向考虑油水井 的布置，使水力裂缝方位与油水井排处于有利状态，研究 井距与裂缝长度的关系，设计优化的经济井距； 对于老区老井，研究现有井网与最大水平主应力方向 的关系，对油水井进行必要的调整，使油水井处于有利状 态，并研究现有井距同裂缝长度的关系，设计合理的缝长。 同时，监测裂缝方位，避免油井过早水淹。而压裂高度测 量，则利用压裂前后的井温测井资料确定。
一、研究区地质概况 二、压裂工艺概述 三、压裂机理研究 四、压裂优化设计 五、压裂技术在商三区S13-26井 组的应用及其效果分析 六、结论及建议
二、压裂工艺概述
压裂技术是油井增产，水井增注的有效措施之一， 也是扩大勘探面积的措施之一，它是利用地面高压泵组， 将高粘度液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中， 随即在井底附近憋起高压，此压力超过井壁附近地应力 及岩石抗张强度后，继续将带有支撑剂的压裂液注入缝 中，并在缝中填以支撑剂。这样，停泵后即刻在地层中 形成具有足够长度和一定宽度及高度的填砂裂缝，它具 有很高的渗流能力，从而大大改善了近地带油气渗流条 件，使油气能畅流入井，达到油气增产的目的。它的意 义远远超过一口井增注增产的作用，在注水开发的油田 中，通过油水井的对应压裂，以注水井为主的分区块总 体压裂改造中，在一定程度上起到了在开发中调整三大 矛盾，Leabharlann Baidu高注水效果，加快油田开发速度，提高采收率 等作用。
（二）压裂液的选择
压裂液的粘度和滤失特性直接影响着裂缝的扩展状况和支 撑剂的分布与铺置，对节约成本和措施有效是十分重要的
理想的压裂液应是多用途的且应具以下特点：
1.压裂液必须与本区块地层岩石和油藏液体相匹配； 2.压裂液摩擦阻力小，在地面管线和井下管柱中压力损失小，在地 层中的滤失小； 3.压裂液的流变性好，热稳定性好，在大排量、高流速下，随井筒 温度上升，压裂液的粘度不应有太大的降低，这样压裂液才能在井 筒和裂缝中有很好的携砂能力，为支撑剂的高效铺置创造条件。 4.压裂液的现场混合方便、安全、且价格便宜。
种类：天然砂和人工支撑剂，天然砂有兰州砂和福建平潭砂；人工支 粒径范围（mm） 闭合压力（Mpa） 破碎室受力（KN） 破碎率（%） 撑剂有唐山陶粒、成都陶粒和玻璃珠。 规格、性能指标及要求 规格有：1.25-0.9mm，0.9-0.45mm，0.45-0.224mm； 1.25~0.9 21 42.56 <14 天然石英砂的球度、园度应大于0.6；人工陶粒的球度、园度应大于0.8； 支撑剂的酸溶性应小于5-7％； 0.9~0.45 28 56.75 <14 0.45~0.224 35 70.94 <8
三、压裂机理研究
2、压裂液
压裂液是油层水力压裂时所用液体的总称。根据压裂液 在压裂过程中不同任务可分为 ：
前置液： 破裂地层，造成裂缝
同时延伸裂缝 携砂液： 从地面将支撑剂带入裂缝 ，
顶替液： 将携砂液送到预定位置
将井筒中全部携砂液替入裂缝中
三、压裂机理研究
3．支撑剂及裂缝导流能力
支撑剂是一种用来支撑裂缝，防止压裂裂缝重新闭合的固体颗粒， 填砂裂缝的渗透率与裂缝宽度的乘积称 其作用是通过在裂缝中的沉积排列来支撑裂缝，提高地下流体的连 为裂缝的导流能力，它的大小直接影响压裂 通性，从而达到增产的目的
目前在井组内S13-251虽有对应的注水井S13-26，但是注水 效果不是很理想。2008年1月底重射孔和酸化后，注水效果 保持良好，开井初期日注能力32m3/d， 3个月后，随着注入 量的增加，该井日注能力大幅度下降，直到现在注水量很不 稳定，平均日注能力15m3/d，严重影响S13-251的注水效果。 随着采出量的增加，井组的供液能力势必下降，油层能量势 必减小。S13-251井压裂后地层能量虽能有所增加，但S13-26 却不能及时补充亏损，势必影响S13-251的产液和产油能力， 进而影响井组内剩余油的开采、长期开发和进一步稳产。
多井压裂：以低渗透油藏(区块)为工作单元，油水井对 应压裂，来提高注水效果，油藏的采油速度和采出程度。
一、研究区地质概况 二、压裂工艺概述 三、压裂机理研究 四、压裂优化设计 五、压裂技术在商三区S13-26井 组的应用及其效果分析 六、结论及建议
一、研究区地质概况
采油九队所属商三区，位于惠民凹陷商河 油田南部，构造位置属于惠民凹陷中央隆起带 西部临商断裂带的东段，含油面积9.4km2 ， 地质储量1627×104t，数十条断层切割成40个 含油小块，平均断块面积只有0.31km2，渗透 率49.12×10-3μ m2，属于典型的复杂小断块低 渗透油藏。
支撑剂浓度和强度将确定井开采期裂缝的导流能力，支撑 剂的选择主要受支撑剂的性质（强度、颗粒大小、圆度和细粒 含量）之类因素、油藏闭合压力、压降速度、嵌入和最终支撑 缝宽所制约，这些都直接影响着裂缝的导流能力。
支撑剂粒径选择应视闭合压力而定，在同一闭合压力下，大 粒径的支撑剂破碎率高，破碎的支撑剂、地层中的泥质、大量微 粒运移，导致支撑裂缝孔隙的填充，引起颗粒堵塞，颗粒过大也 造成携砂困难。商三区低渗油藏埋深一般在2200-3200米，可用 粒径0.45-0.9mm，中等强度的陶粒做支撑剂。
2009年3月15 日，S13-251 井压裂开井
（二）对井组内压裂井S13-251 主要工作及其效果
右图为S13-251压裂 前后产液能力、产 油能力及含水变化 的曲线图，压裂后 该井的产油和产液 能力明显上升，六 月份后趋于平稳， 这样采油速度升高， 所以已达到压裂时 的预期效果。
（三）目前生产状况及存在问题
（二）对井组内压裂井S13-251 主要工作及其效果
S13-251井为商三区沙三上井，生产三、五砂组， 压裂前日液能力1方，日油能力0.9方，含水10%， 动液面1650米，因该井三砂组有对应水井商13-26 注水状况较好，五砂组对应水井商13-X388注水状 况差，所以决定填砂埋五砂组，压裂生产三砂组。
（一）选井选层技术条件
压裂选井选层是措施成功的物质基础，是压裂设计最 关键的一步，从一口井的增产来说，压裂主要解决有 一定储量的低渗透的产量问题，对于井底堵塞而影响 生产的井，压裂同样有很好的效果，而油井地层能量 枯竭，一般来说压裂效果不佳。 根据现场实践经验说明，下列情况的井不宜于压裂： 高含水层；对于靠近断层、边水、注水井或见水效果 明显的井，裂缝发育的地区；高渗透层、地下亏空大 的井；油层以上套管有问题的井。
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三、压裂机理研究
造缝条件
1、裂缝形成
外加压力必须能够克服岩石所 承受的应力和岩石本身的强度
裂缝伸展
保证裂缝继续延伸的条件是：压裂液注 当井底压力由于注入压裂液而上升 入量等于压裂液滤失量加上延伸裂缝体 达到裂缝形成条件时，地层开始破 积的压裂液量；随着裂缝伸展，裂缝面 裂，若继续注入，裂缝将扩大向前 积增加，当滤失量等于注入量时，裂缝 延伸 停止延伸。
压裂技术在低渗油藏中 的应用与研究
摘要：
水力压裂是世界范围内获得广泛应用的一项成熟的增产 技术，在最近的十年内，水力压裂在技术水平与经济效益上 比以前都有明显的提高，成为低渗油藏投产和增产的主要手 段。
由油藏工程观点出发进行区分：
单井压裂：以单井为工作单元，以研究单井渗流方 式与渗流阻力的变化来实现单井产量提高。
（四）下步措施建议
下步工作主要是针对S13-26井的注水，建议对S13-26的 沙三上3砂组进行压裂措施或增注措施。这样加上S13-251井 的产量，有利于剩余油采出，使该井保持长期稳定生产。
一、研究区地质概况 二、压裂工艺概述 三、压裂机理研究 四、压裂优化设计 五、压裂技术在商三区S13-N32井 组的应用及其效果分析 六、结论及建议
（二）对井组内压裂井S13-251 主要工作及其效果
S13-251 井 压 裂 后 含 水 由 10.5% 上 升 到 40.5% ， 液 面 也 由 1650m 上 升 至 950m ， 日液能力1.0t/d上升 到7.5t/d（平均）， 日油水平0.9t/d上升 到4.4t/d（平均）， 说 明 S13-251 井 压 裂 后，产油能力增加， 增油效果明显。
（五）裂缝方位研究
由于商三区主应力方向为北东45°，所以在压裂过程中人工 裂缝的大概方位也会沿着这一方向延伸。
一、研究区地质概况 二、压裂工艺概述 三、压裂机理研究 四、压裂优化设计 五、压裂技术在商三区S13-26井 组的应用及其效果分析 六、结论及建议
五、压裂技术在商三区S13-26井组的 应用及其效果分析
商三区自2009年初至今年6月份，共实施压 裂油井4口，水井1口压裂转抽，累计增油 1704t，收到了较好的效果。下面对商13－ 26井组进行详细介绍：
（一）基本概况
S13-26井组位于商河油田商三区主控断层下降盘，是
一个受商河断层控制的断鼻构造。主力生产层位是沙三上， 含油面积0.8Km2,地质储量196x104t,注水储量295x104t，采 收率22.25%,可采储量80.76x104t。平均渗透率12.7x10-3um2, 平均孔隙度19.1%。 截止2009 年6 月,S13-26 井组开油井 3 口,水井 3 口,日油 能力 6.5t/d,日油水平 6.3t/d,日注水平 78m3/d,综合含水 56%，平均动液面1031m。
六、结论及建议
通过商三区沙三上S13－251井压裂的成功说明：压裂在
低渗透油藏整体改造中作用明显，并且取得了一定的效果。
随着压裂工艺的不断完善，对于低渗透油藏采出困难的问题 将会有所改善。
对于压裂过程提出几点建议：
1.压裂前要找准剩余油的分布规律，确定压裂区 块的油层压力，注水情况，供液状况，保证压裂 层有充足的能量； 总之，通过压裂工作的深入开 2.搞好生产运行质量，压后及时下泵生产，保证 展，我们要做好基础工作，优 压裂液及时反排; 化设计保证压裂成功率，从而 使低渗透油藏的开发水平、开 3.要优化油藏整体压裂的方案,油水井对应压 发效果显著提高。 裂,使压裂在某一区块形成规模，真正改善该区 块的开采效果。
效果
天然砂支撑剂抗破碎测试压力及指标
试验研究表明：裂缝面闭合压力增加， 渗流导流能力下降；支撑剂浓度增加，导流 能力增加；同一条件下，支撑剂强度越大， 导流能力越大。
一、研究区地质概况 二、压裂工艺概述 三、压裂机理研究 四、压裂优化设计 五、压裂技术在商三区S13-26井 组的应用及其效果分析 六、结论及建议
（二）对井组内压裂井S13-251 主要工作及其效果
油田的开发效果用采油速度和采收率这两个指标进行评价。 采油速度高，采收率高，这个油田的开发效果又快又好。采油 速度低，采收率低，开发效果差。如果一个油田的采收率很高， 而采油速度低，开发需要很长时间，那这个油田的开发效果也 不能算好。 采油速度高，反映到开发动态指标上，就是要求油产量高、 稳或递减慢。油产量高、稳或递减慢，要求液产量高，含水率 低，地层有足够的能量，注水见效快，见水晚，见水后含水率 上升慢。下面从采油速度方面对该井压裂效果进行阐述：
S13-251井基础数据如下：
层位：沙三上 射孔井段：2478.0-2509.0，2512.8-2590.4 油层温度：106℃
射孔井段长/层数：36.9/8
该井井筒状况良好，地层参数符合压裂条件，于2009年 2月18日实施压裂，3月15日开井，开井后日液能力达 到16.4 m3/d，日油能力9 m3/d。
项目 数据 试验仪 器及条 件 粘度 (mPa.s) 70.5 滤失系数 (m/min0.5)×104
水化后粘度 (mPa.s) 2.0~4.6 逆流式毛细 管测定
残渣 ( % ) 20~40
摩阻
5.8~8.7
清水60%
80oC170s-1 80oC恒温30min 剪切30min
（三）支撑剂的选择
羟丙基胍胶压裂液的主要性能表
项目 数据 试验仪 器及条 件 粘度 (mPa.s) 132 90oC，RV2 测定 滤失系数 (m/min0.5)×10-4 4.9~5.8 高温高压滤失仪 残渣 水化后粘 度(mPa.s） % 1.0~2.0 摩阻 清水60%
10~15
50oC逆流 式毛细管
普通田菁压裂液的主要性能表