长庆低渗透油藏缝内转向压裂技术研究与应用—刘显斌

川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院2010年8月长庆低渗透油藏缝内转向压裂技术研究与推广应用陇东学院能源工程学院2014年8月报告人：刘显斌一、前言二、储层地质特征与开发动态研究三、实现缝内转向的技术条件及配套压裂工艺四、现场应用效果及技术适用性分析五、结论汇报提纲产建区块：以0.3×10-3μm2储层为代表的难动用储量比例逐年增加,部分油井投产产量低、递减快，给油田上产造成较大影响；安塞、靖安、华池等老区块：油井产量持续降低、含水上升明显，常规重复压裂效果差、有效期短。油田稳产形势严峻。长庆油田储层具有低压、低渗、低产（2-5t/d），低采出（最终采收率18-22%）特点，随着油田开发深入，油田开发矛盾日益突出。长庆油田2010年油气生产当量可实现3500万吨，规划在2015年实现年产油气当量5000万吨，因此提高单井产量成为油田上产和稳产的技术关键。目前，作为重点进攻性措施之一的重复压裂技术为长庆油田的稳产起到了有力支撑作用。前言第一阶段1990年至1997年：以小规模以常规压裂为主，措施后效果不明显。据统计，该时期重复压裂有效率仅37.5%，有效期为110天，平均日增油0.8t。第二阶段1998年-2000年：开展大规模重复压裂试验。期间在安塞油田进行了2口井大规模重复压裂试验（分别加陶粒100t），措施后平均有效期仅216天，平均日增油1.04t,效果较小规模压裂明显提高。第三阶段2000年至今：实施以缝内转向压裂为主体的重复压裂技术。截止2009年，在长庆安塞、陇东、姬塬等油田共应用607口井，已累计增油28万吨，有效井平均单井增油538.8t，有效天数519天，措施有效率94.0%。前言一、前言二、储层地质特征与开发动态研究三、实现缝内转向的技术条件及配套压裂工艺四、现场应用效果及技术适用性分析五、结论汇报提纲油田层位地应力MPa水平应力差值MPa水平最大应力方向NE(°)垂向水平最大水平最小安塞长629.723.521.22.360.8-73.0华池长3453427769.0-79.0西峰长841.235.85.472.4区块层位微裂缝发育方位人工裂缝方位安塞长6北东向为主NE51.5°华池长3近东西向NE75°西峰长8北东向北东向长庆油田延长组储层地应力大小及方位测试结果长庆油田延长组储层微裂缝及人工裂缝方位统计结果储层物性差、非均质性强、微裂缝发育；水平地应力差异小（2-7MPa）；微裂缝发育方向、水平最大主应力方位和压裂裂缝方向均以北东向为主。（一）、储层地质特征研究长庆油田延长组储层微裂缝及人工裂缝方位统计结果死油区水淹区人工裂缝注入水单向突进现象突出，形成水线，沿水线方向油井见效快，易水淹，水线侧向油井见效慢，产量低。储层物性差，油流阻力大，近井地带和压裂裂缝周围原油流动范围有限，储层平面存在大量的“死油区”。（二）、开发动态研究长庆油田X区块水线示意图长庆油田Y区块剩余油分布图加密井岩芯分析表明，水线侧向油井岩芯含油饱和度基本为原始状态。长3油藏模拟结果表明，水线方向含油饱和度低，而含油饱和度较高的区域(死油区)集中在水线两侧及压裂裂缝侧向。长庆油田Z区油水分布规律井号距水线（m）含油饱和度（%）驱油效率（%）投产时间（年.月）初期产量（t/d）初期含水（%）目前产量（t/d）目前含水（%）S1井120基本未洗1997.14.724.02.0444.2S2井15053.15.772003.87.4812.55.2813.8P1井8055.30.321999.74.589.72.010.1长庆油田Y区块检查井情况简报一、前言二、储层地质特征与开发动态研究三、实现缝内转向的技术条件及配套压裂工艺四、现场应用效果及技术适用性分析五、结论汇报提纲动用“死油区”是提高单井产量的关键，可通过改变裂缝延伸方向（即裂缝转向）来实现。一、储层压裂改造技术思路通过裂缝转向，形成新缝动用死油区提高单井产量技术难点：克服地应力场对压裂裂缝方位的控制，实现裂缝转向。P：缝内压力T：岩石扩张强度σHmax：水平最大主应力σHmin：水平最小主应力常规压裂过程中，缝内压力P＜σHmax+T。若提升缝内压力P，使P≥σHmax+T，即可实现裂缝转向。压力升高幅度ΔP≥σHmax-σHmin。（二）、实现裂缝转向的条件初次裂缝的存在以及油气井的生产诱发地应力场发生变化高导流能力裂缝周围的压力等值线孔隙压力变化引起的应力变化图孔隙压力降低引起水平应力降低，且最大水平主应力减小得比最小水平主应力多。当减小的差值大于原来最大水平主应力和最小水平主应力之间的差值，那么最小水平主应力方向和最大水平主应力方向重新分布。所以在不考虑工艺技术的条件下，可以认为重复压裂就会在水平地应力场发生反转的区域内实现转向。常规压裂裂缝延伸方向受控的力学条件分析（三）、长庆延长组油层实现缝内转向的有利条件微裂缝较为发育；水平地应力差较小(3-7MPa)；储层上下泥岩层遮挡条件较好，压裂裂缝基本被控制在储层范围内。区块水平主应力（MPa）最大最小差值安塞长623.521.152.35华池长334.027.07.0西峰长841.235.85.4长庆油田延长组储层地应力大小测试结果（四）、实现裂缝转向的方法及压裂工艺借助于缝内转向剂在主裂缝通道内产生的桥堵作用，使主裂缝内产生升压效应，从而压开新的支裂缝或沟通微裂缝，实现裂缝转向的目的。为实现裂缝转向目的，从2002年开始，从设计、材料和工艺技术几方面进行了攻关研究与现场试验，形成了可实现裂缝转向的压裂工艺-----缝内转向压裂工艺。桥堵材料：缝内转向剂开发与应用；设计优化：主、支裂缝长度优化，转向剂加入量选择、压裂参数优化等；配套工艺技术：现场施工参数控制、转向剂加入时机与速度等。裂缝转向的方法携砂液携砂液注前置液缝内转向工艺技术1、常规缝内转向压裂适应条件：沉积连续、夹层较薄的储层，地层压力保持程度较好，周围有对应的注水井，位于注水线侧向的油井。加入暂堵剂顶替液2、多级缝内转向压裂适应条件：油层厚度较厚或者油层跨度较大，且均在泥岩夹层，上次压裂改造时没有充分改造的储层，地层压力保持程度较差，周围注水情况差或者位于注水线方向上的油井。携砂液携砂液注前置液第一次加入暂堵剂顶替液携砂液第二次加入暂堵剂基液：3-5%HCL+三元胶+其它添加剂。交联剂：CAO-6有机锆交联剂破胶剂：过硫酸铵1、压裂液配方1、低伤害酸性压裂液体系开发（五）、缝内转向压裂工艺技术完善配套研究耐温抗剪切性：90℃剪切1hr，粘度150mPa.s破胶性：常规APS1～2小时内彻底破胶。岩心伤害率：1.29%(-10～7.2%)。2、主要技术性能指标开发目的：满足压裂携砂要求；降低液体伤害；部分解除原缝内堵塞。2、缝内转向剂产品系列化缝内转向剂不同粒径产品性能及适用储层条件名称规格mm外观颜色密度cm3油溶指标（标准状况）适用储层条件G519-ZDJ-11.0-2.0枣红色1.1-1.2煤油30min完全溶K10×10-4μm2G519-ZDJ-22.0-2.8砖红色1.1-1.2煤油35min完全溶K=(1-10)×10-4μm2G519-ZDJ-32.9-3.8暗红色1.1-1.2煤油40min完全溶K1×10-4μm2粒径(mm)：1-2、2-2.8、2.9-3.8；密度(g/cm3)：1.1-1.2、1.3-1.6；温度(℃)：40-60、60-80。缝内转向剂系列产品缝内转向剂系列化产品的应用，使其适用性和应用效果得到明显提高。3、工艺完善与配套多裂缝压裂工艺变排量及多级加入工艺先堵后压工艺复合压裂工艺技术前置酸+缝内转向压裂高能气体压裂+缝内转向压裂酸性压裂液+缝内转向压裂压裂优化设计技术主体技术配套技术低伤害压裂液体技术选井选层技术前评估技术压后管理技术压后评估技术技术完善与配套形成的多项压裂工艺技术、复合技术和配套技术应用，使缝内转向压裂技术适应性明显提高。压裂设计原则未实现转向时压裂裂缝总长度不超过井距的85%。形成的多条裂缝应在单井泄油面积范围内。压裂缝长优化主裂缝长度达到井距的70%左右;支裂缝半长不超过排距一半。输入参数优化参照压裂裂缝监测解释结果，采用分段计算法，对三维压裂软件中的输入参数进行优化调整，提高压裂设计的准确性。4、压裂优化设计技术一、前言二、储层地质特征与开发动态研究三、实现缝内转向的技术条件及配套压裂工艺四、现场应用效果及技术适用性分析五、结论汇报提纲(一)、现场应用总体概况缝内转向压裂技术是近年来老井提高单井产量主要应用技术之一，已在长庆、新疆、中石化等油田完成710口井的应用。在长庆安塞、陇东等油田老井共应用607口井，已累计增油28万吨，平均单井增油538.86t，有效天数519天，措施有效率94.0%。部分井已取得了有效天数和累计增油”双过千”的佳绩。油田施工井数(口)压前压后有效天数(天)单井日增油量(t/d)单井增油(t)累计增油(t)措施有效率（%）液(m3/d)油(t/d)含水(%)液(m3/d)油(t/d)含水(%)安塞4671.631.3116.43.832.7324.8545.51.31567.424483594.2陇东1401.440.6650.35.173.0936.9253.41.92409.13460293.2合计6075191.37538.827943794.0长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果表（二）、缝内转向压裂工艺适应性分析加入缝内转向剂后，95%以上的油井施工压力快速提升3MPa以上，完全满足裂缝转向所需要的力学条件；裂缝监测结果表明，缝内转向重复压裂产生了新缝；试井解释资料表明，缝内转向压裂后油井的导流能力、有效渗透率增大，表皮系数下降，堵塞明显解除。X20-12缝内转向压裂施工曲线加入转向剂X77-29井裂缝监测原始微震点分解图1-70分钟时70-95分钟时序号层位裂缝1裂缝2东翼缝长(m)西翼缝长(m)裂缝方位(°)裂缝高度(m)产状东翼缝长(m)西翼缝长(m)裂缝方位(°)裂缝高度(m)产状1长3112.0112.081.120.0垂直102.710383.121.3垂直296.6112.350.628.9垂直42.384.4132.327.4垂直356.685.8156.27.6垂直60.589.2135.28.1垂直4长652.8139.638.022.5垂直73.6147.618.5垂直577.276.941.535.5垂直113.30124.329.2垂直650.256.649.619.2垂直67.354.2142.420.7垂直7长877.289.748.618.5垂直70.570.5130.218.3垂直886.686.768.120.0垂直108.494.360.216.0垂直986.686.771.620.0垂直110.611159.517.3垂直1078.6111.556.722.8垂直73.573.522.6垂直1181.2102.343.817.1垂直45.545.5312.316.8垂直12201.4141.889.617.7垂直18.813778.214.3垂直缝内转向压裂裂缝监测结果统计表序号井号措施日期复压前复压后测压时间导流能力有效渗透率表皮系数测压时间导流能力有效渗透率表皮系数1X29-1620010506200010181.250.32-3.27200203012.750.32-4.462X35-3220011109200105231.750.12-4.23200203201.620.1-4.963X37-1020040521200304150.610.890.23200409150.390.5-4.294X17-420030807200304300.040.430.98200406236.350.99-3.675X11-2920020901200203280.380.09-3.7220030310