144-水平井分段压裂工艺技术的提高与完善

编号：中国石油大学（北京）现代远程教育毕业设计（论文）水平井分段压裂工艺技术的提高与完善学生姓名田磊学生学号214140002508指导教师职称年级1109学生层次学生专业石油工程入学时间学习中心甘肃农垦河西分校奥鹏学习中心填写日期2013-8-28中国石油大学（北京）现代远程教育学院制1目录摘要第1章前言.............................................1第2章压裂液体系筛选评价实验............................22.1地层水压裂液体系...........................................22.2正电胶压裂液体系...........................................32.3醇基压裂液体系.............................................42.4经济评价...................................................62.5结论.......................................................7第3章水平井分段压裂工艺技术研究........................83.1水平井塑料球选压分段压裂技术...............................83.2水平井砂塞预堵分段压裂技术.................................83.3双封单卡分段压裂工艺技术...................................93.4水平井不动管柱（滑套）分段压裂技术........................163.5水平井压裂裂缝监测技术....................................16第4章措施效果及取得的认识.............................184.1措施效果..................................................184.2增产效果统计..............................................194.3取得的认识................................................19第5章下步研究的内容及工作计划.........................20参考文献...............................................212摘要20世纪90年代以来,随着科技的进步,研究、应用及需求的增多,水平井技术得到迅速发展和广泛应用。水平井能有效增加生产地段与地层的接触面积,降低生产压差,提高单井产能,减少钻井数,提高开发效果和开发效益。水平井技术已成为提高油气藏采收率的重要措施之一。近期,随着石油勘探开发时间的延长,中高渗等常规油田逐步减少,低渗透等非常规油田不断增加,低渗透油气藏的重要性便日益凸显。而水平井开采结合压裂技术已成为开发低渗透油气藏的一个重要方向和途径,具有广阔的前景。但是,目前水平井分段压裂工艺及其配套措施还不完善,理论研究明显不足。压裂水平井产能计算还不成熟,关于水平井分段压裂的优化研究还不多,亟需理论研究的发展来指导、带动实践的进步。因此,水平井分段压裂的优化研究具有重要的理论及现实意义。本文研究的老君庙油田属于典型的浅井低温、低压砂岩油田。在水平井分段压裂液体系筛选评价实验的基础上,通过分析介绍各类水平井分段压裂工艺的原理和技术难点，初步得出各类压裂技术的改进措施，最后提出了下一步的工作计划。以期能够给石油工作者决策提供帮助,使水平井分段压裂更加高效。关键词：水平井，分段压裂，压裂液体系第1章前言1第1章前言老君庙油田属于典型的浅井低温、低压砂岩油田，其主力油藏L油藏和M油藏，属于以泥质胶结为主的弱胶结疏松砂岩油藏，其中M油藏属于典型的低孔低渗裂缝性油藏，油层平均深度810m，泥质含量介于9%～16%之间，平均渗透率24.2×10-3μm2，平均孔隙度17.8%,小孔隙居多，其中小于1微米的孔隙占58.7%-74.1%，大于1微米甚微。因此，压裂是玉门老君庙油田油层解堵、改造的一项重要技术手段，通常新井具有不压不出油的特征。第2章压裂液体系筛选评价实验2第2章压裂液体系筛选评价实验经过对老君庙油藏特征研究及历年浅井压裂实践，在2009年室内实验评价及现场施工总结的基础上，重点对地层水压裂液、正电胶压裂液、醇基压裂液三种体系继续开展系统的评价实验。2.1地层水压裂液体系优点：与储层配伍性好，不会造成严重的地层伤害。缺点：粘度低，携砂性能差。①老君庙地层水基本理化性质表2-1老君庙油田地层水及清水基本理化性质水样矿化度mg/LPH值机械杂质mg/LM膨胀量mmL膨胀量mm表面张力mN/m自来水26837.01.63.173.2871.3总队A139556.512.82.632.4566.8五队B113087.03.22.722.5350.8二队C38017.07.62.822.7865.8说明：地层水取自老君庙总站处理的污水（A）、五队油井返排水（B）和二队油井返排水（C）；岩芯为井-287的M层，井L-236的L层。从上述实验可看出，地层水表面张力和膨胀量比清水的低，说明地层水做压裂液，比清水更容易返徘。从地层水实验来看，井口的比总站的机械杂质低，矿化度高的，膨胀量低．说明矿化度高的更有利于做压裂液。②防膨剂浓度筛选实验在老君庙浅井压裂中，KCl可作为一种较好的防膨剂，完全能满足压裂要求，因此在本次实验中仅筛选其使用浓度即可。第2章压裂液体系筛选评价实验3根据室内筛选实验结果，确定对M层压裂KCl的使用浓度为2.0%，L层压裂KCl的使用浓度为3.0%。③助排剂浓度筛选根据实验评价结果，助排剂ZP-1浓度在0.3%时，地层水表面张力下降50%，因此确定助排剂使用浓度为0.3%。④破乳剂浓度筛选取M层及L层原油进行破乳实验，破乳剂AE1910使用浓度为0.1%时即可达到较好的破乳效果。⑤岩心驱替评价实验经过上述添加剂筛选实验，初步确定地层水压裂液配方为：M层2%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1L层3%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-2所示，说明地层水压裂液对储层不构成伤害。表2-2地层水压裂液岩心驱替实验结果实验流体岩心层位岩性K1mdK2md渗透率损害值%2%KCl+0.1%AE1910+0.3%ZP-1+地层水M砂岩7.147.190.7⑥工艺适用性根据支撑剂在干扰条件下的沉降速度公式，为了防止支撑剂在井深600米以内井段内就发生沉降，在排量2.0m3/min时，根据公式计算出压裂液最高砂比可大于40%。所以，可以基本满足井深600米以内油井压裂要求。当井深大于600米时，由于携砂性限制，在人工裂缝内铺砂浓度降低，导流能力低，油井的有效期也随之降低。2.2正电胶压裂液体系正电胶压裂液体系是老君庙油田浅井压裂最常用的一种压裂液体系，其优点是具有较好的携砂性，成本较低，缺点是溶解性较差，不易配制，对储层有一定的污染。本次评价实验的目的在于优化正电胶的使用浓度，在压裂工艺设计时针对不同目的选择性的使用不同浓度正电胶，从而最大程度减小对储层的伤害。①正电胶浓度筛选实验对不同浓度正电胶压裂液测定其粘度及表面张力，结果见表2-3所示。第2章压裂液体系筛选评价实验4表2-3不同浓度正电胶粘度测定结果序号配方粘度mPa·s表面张力mN/m10.2%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl4.333.920.4%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl5.034.030.5%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl5.335.840.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl5.736.550.8%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl8.037.2②岩心驱替评价实验选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-4所示，说明正电胶压裂液对储层伤害较小，随正电胶浓度增加，伤害程度加剧。表2-4正电胶压裂液岩心驱替实验结果实验流体岩心层位岩性K1mdK2md渗透率损害值%0.2%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1M砂岩1.181.100.060.6%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1M砂岩2.772.625.4③工艺适用性正电胶浓度为0.2%-0.4%范围时，压裂液体系在11℃粘度为2.3mPa·s～4.1mPa·s，根据修正的斯托克斯沉降公式和支撑剂在干扰条件下的沉降速度公式计算，当井深小于600时，最高砂比可达到45%以上，可以实现高砂比压裂。因此，适用于注水受效好，地层压力高，井深小于600m的油井。对于井深大于600m，小于1000m的油井，选择正电胶浓度0.5%-0.6%，压裂液体系在11℃粘度为4.9mPa·s～5.7mPa·s，根据公式计算以及现场经验，最高砂比可达到50%以上，可满足高砂比压裂的要求。2.3醇基压裂液体系优点：表面张力低，具有消除水锁、提高压裂液返排能力。缺点：成本高，粘度低①地层水+醇压裂液体系图1-3、图1-4所示为地层水压裂液体系中分别加入不同浓度甲醇和乙醇后表面张力的变化情况。从图中可以看出，当醇的浓度达到10%～15%时，表面张力趋于稳定。因此，确定压裂液配方为：地层水+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+2%KCl+10%～15%醇第2章压裂液体系筛选评价实验5②正电胶+醇压裂液体系图2-5～图2-8所示为不同浓度正电胶压裂液体系中分别加入不同浓度甲醇和乙醇后表面张力的变化情况。从图中可以看出，甲醇降低表面张力的效果要好于乙醇，当醇的浓度达到10%以上时，表面张力降低幅度趋缓。因此，综合考虑压裂液体系及成本，确定配方为：0.2%～0.6%正电胶+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+1%KCl+5%～10%醇。另外，在实验过程发现，在乙醇压裂液配制过程中，采用两种加剂顺序，其结果大不一样。顺序1：水-乙醇-正电胶-添加剂通过观察，采用顺序1的加剂方式配液，体系无沉淀图2.50.5%正电胶-醇体系表面张力3335373941434505%10%15%mN/mZP-1+甲醇ZP-1+乙醇无ZP-1+甲醇无ZP-1+乙醇图2-60.4%正电胶-醇体系表面张力333537394143454705%10%15%mN/m甲醇乙醇无ZP-1+甲醇无ZP-1+乙醇图2-70.5%正电胶-醇体系表面张力3335373941434505%10%15%mN/mZP-1+甲醇ZP-1+乙醇无ZP-1+甲醇无ZP-1+乙醇图2-80.6%正电胶-醇体系表面张力35373941434505%10%15%mN/m甲醇乙醇无ZP-1+甲醇无ZP-1+乙醇第2章压裂液体系筛选评价实验6顺序2：水-正电胶-添加剂-乙醇通过观察，采用顺序2的加剂方式配液，体系会产生沉淀，如下图：通过实验排除分析，沉淀主要为正电胶与乙醇的反应物，因此在现场配制乙醇压裂液时应严格监督并控制加剂程序，以保证所配压裂液的质量。③岩心驱替评价实验选用M层岩心进行压裂液驱替实验，评价结果见表2-5所示，说明正电胶压裂液对储层构成伤害较小，并且随正电胶浓度增加，伤害程度加剧。表2-5正电胶压裂液岩心驱替实验结果实验流体岩心层位岩性K1mdK2md渗透率损害值%0.2%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+10%乙醇M砂岩1.070．8817．80.6%正电胶+1%KCl+0.1%AE1910+0.1%ZP-1+10%乙醇M砂岩1.080.8521．32.4经济评价由于老君庙油田重复压裂井较多，因此压