优选压裂方案

优选压裂方案、提高压裂效果 - 1 - 前 言 文南油田是一个油藏埋藏深、异常高压低渗的复杂断块油气藏，油田注水压力高、难度大，大部分油井依靠天然能量开采，随着开发时间的延续，开发难度越来越大，压裂在措施产量中占有较大的比重，是文南油田近几年原油上产的主要进攻性措施之一。 压裂就是利用高压泵组，将高粘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层应力及岩石的抗张强度后，在地层中形成裂缝，继续将带支撑剂的压裂液注入裂缝中，使裂缝向前延伸并在裂缝中形成具有一定长度、高度及宽度的填砂裂缝，该裂缝具有很高的渗流能 力，可以大大地改善油气层的渗透性，使油气渗流入井，起到增产增注的作用。 由于 地层和井况的不稳定性，在压裂方案的实施过程中存在许多问题， 主要表现在以下几个方面： 油井在实施作业的压裂过程中，因井况原因导致不能进行压裂施工，只好中途完井 ，导致作业费用无效增加 。 油井压裂后，没有见到很好的原油增产，即压裂无效或效果有效期短 。 在压裂的过程中因工具或其他原因压裂不成功，或压裂后井下工具不能取出造成大修 。 因此，压裂 方案的设计在整个压裂施工中起着决定性的作用，优选压裂方案、保证压裂工艺成功和延长压裂后的有效期是 我厂压裂工艺方面主优选压裂方案、提高压裂效果 - 2 - 要工作和职责。 一、小组概况 小 组 简 介 小组名称 采油技术研究所工艺室 组 本 课 题 接受 育 42 小时 /年 建组时间 2000 年 6 月 小组类型 复合型 活动日期 册编号 采四 活动次数 20 次 活动方式 集中与分散相结合 活动时间 40 小时 注册时间 动课题 优选压裂方案、提高压裂效果 小 组 成 员 情 况 序号 姓名 年龄 性别 职务（称） 组内分工 1 万登峰 39 男 高 工 组长、现场试验 2 袁明叶 32 男 工程师 方案编制 3 马 军 36 男 助工 现场试验 4 高 梅 33 女 助工 质量分析、资料整理 5 于 斌 38 男 工程师 现场试验 6 谢黎丽 27 女 助工 质量分析、资料整理 7 吴志红 35 男 工程师 效果跟踪 8 张俊平 37 男 工程师 效果跟踪 9 石 军 39 男 所长 技术指导、技术改进 10 孙红兵 38 男 副所长、高工 技术指导、现场试验 二、选题依据 目前我厂注水状况差、注入压力高、注不进等问题一直存 在，造成我厂大部分油井依靠天然能量开采，随着油田开发的深入，单纯依靠补孔上产的难度越来越大。压裂作为重要的上产措施之一，在措施增油中占有较大的比例，且呈不断上升的趋势， 2006 年达到 压裂是一项复杂的系统工程，影响压裂效果的因素也很多， 压裂方案的优选是压裂施工的第一道现场实施依据，一切压裂施工必须严格按照压优选压裂方案、提高压裂效果 - 3 - 裂方案的要求井下施工 。 但在实际的压裂环节中，有的压裂井由于没有对应的注水井注水，地质部门 重要环节，支撑剂返吐则会带来十分严重的后果：一是支撑剂返吐会造成排液期间砂埋油层，需要进行冲砂作业；二是支 撑剂随液流进入泵筒，造成卡泵，导致检泵，不仅增加作业工作量，而且延误了压裂液返排时机；三是支撑剂返吐会造成支撑裂缝变窄，引起裂缝导流能力下降，从而使压裂增产效果受到影响。因此我们决定解决压裂支撑剂返吐的问题，把支撑剂返吐带来的损失降到最低限度。 三、现状调查 2006 年 ， 工艺室合计收到压裂地质方案 104 口，实际实施压裂 75 口，实施率 压裂成功 69 口，有 2 口井因井况原因没有干成， 3 口井压裂后因工具原因造成大修。未实施的 35 口井中其中有 10 口井在实施的过程中地质要求缓上作业。实施的 其中 我们统计了 2005 年的压裂井资料，共压裂 71 口， 12 口井因为沙面掩埋压裂层，转抽时被迫实施冲砂工序，增加投入 36 万元；统计资料可对比 46 口井，压裂后平均沙面上升 1）。 序号 井号 压前砂面 压后砂面 差值 增加费用（万元） 序号 井号 压前砂面 压后砂面 差值 增加费用（万元） 1 25 33 2 153 26 3 3 27 4 33 28 188 5 723 29 723 6 72 30 72 7 294 31 333 8 179 32 33 9 153 33 72 10 723 34 33 11 179 35 33 优选压裂方案、提高压裂效果 - 4 - 12 33 36 13 72 37 297 14 38 79 15 72 39 33 16 723 40 723 17 72 41 3 18 33 42 19 43 79 20 3 44 72 21 883 45 79 22 723 46 299 23 72 合计 36 24 723 平均 四、活动目标 1、活动目标 减少压裂井压裂液排放过程中的支撑剂返吐，平均沙面上升数量由目前的 下降为 30 米（图 1 左）；沙面掩埋压裂层井数由目前的 12井次下降为 6 井次（图 1 右）。 图 1 小组活动目标柱状图 活动前 目标 活动前 目标 2、目标可行性评价 支撑剂返吐，导致沙面上升，甚至掩埋油层，不仅影响压裂效果，也影响了油井的开井时间，造成额外的作业费用。 6 30m 12 均沙面上升高度 掩埋油层井次 优选压裂方案、提高压裂效果 - 5 - 小组中有从事采油工艺研究应用多年的、具有丰富实践经验的专业技术人员，技术力量雄厚。 我们认为我们有能力完成这个课题。 五、支撑剂返吐原因分析 我们 组全体人员分工合作，依靠全体成员集思广义，采用关联图对“压裂井支撑剂返吐原因”从法、人、环、料等四个方面进行了深入的分析。 地层压力高 放压时裂缝未完全闭合 裂缝闭合慢 放压时间安排不合理 裂缝闭合压力高 粘度大 支撑剂未压实 支撑剂强度低 压裂液破胶不彻底 平均砂比低 放压管理不到位 支撑剂破碎少 地层渗透率高 油嘴刺大未及时更换 未按设计选择油嘴 携砂能力强 放压排量大 油嘴直径大 生产压差大 环 法 人 料 支撑剂易被携带 未按设计控制砂比 油嘴直径选择不合理 砂比设计不合理 优选压裂方案、提高压裂效果 - 6 - 图 2 压裂砂堵原因 关联图 由关联图可以看出，导致压裂井支撑剂返吐的末端因素主要有十条： 砂比设计不合理：人为地将平均砂比设计偏低，导致裂缝闭合慢，支撑剂未压实，从而引起支撑剂返吐。 放压时间安排不合理：关井时间短，裂缝未完全闭合， 支撑剂未压实，从而引起支撑剂返吐。 未按设计控制砂比：压裂队在施工过程中，为了避免砂堵，实际使用砂比低于设计砂比，导致裂缝闭合慢，支撑剂未压实，从而使支撑剂返吐。 油嘴直径选择不合理：直径过大，导致生产压差大、放压排量大，更易将支撑剂携带出地层。 放压管理不到位：包括两方面：一是 未按设计选 择油嘴，而是采用更大直径的油嘴放压；二是放压过程中油嘴刺大未及时更换，这两种原因都能导致生产压差增大，进而导致 放压排量增大，并将支撑剂携带出地层。 地层渗透率高：由于地层渗透率高，为了避免滤失过大引起砂堵，设计和施工中砂比比正常值低，裂缝闭合慢，支撑剂未压实，从而导致支撑剂返吐。 支撑剂返吐 优选压裂方案、提高压裂效果 - 7 - 地层压力高：当井口油嘴直径一定时，地层压力越高，则生产压差越大，压裂液返排排量越大，其携砂能力更强，因而能导致支撑剂返吐。 裂缝闭合压力高：裂缝闭合压力过高，可以使部分支撑剂被压碎，而破碎的支撑剂更易被携带，从而增加了支撑剂 的返吐。 支撑剂强度低：裂缝闭合过程中，由于支撑剂强度低，部分被压碎，细小的颗粒更易被携带出地层。 压裂液破胶不彻底：压裂液破胶不彻底时，其粘度较大，携带能力强，容易将支撑剂携带出地层。 2、要因验证 我们 组成员经过与采油工程技术研究院压裂室、井下地质所、井下工艺所、井下压裂队等单位有关人员结合讨论，并结合 2005 年压裂井情况，对以往压裂井支撑剂返吐原因进行了分析，对导致压裂井支撑剂返吐的因素进行了验证。 砂比设计不合理：目前压裂井均由井下特种作业处施工，而 90%以上的压裂井方案均由井下特种作业处技术人员设计，因此存在人为地将平均砂比设计偏低的现象，经调查，井下特种作业处设计的砂比比采油工程研究院设计的砂比平均低 2 个百分点。因此，我们将砂比设计不合理定为要因。 放压时间安排不合理：通过查阅压裂设计发现，设计条款中均具体安排了放压时间，而不是通过现场情况确定。 因此，我们将 放压时间安排不合理 定为要因。 优选压裂方案、提高压裂效果 - 8 - 未按设计控制砂比： 通过查阅压裂施工记录发现， 压裂队在施工过程中为了避免砂堵，一般在最高砂比的加砂量低于设计 量，直接导致炮眼附近裂缝砂比低于设计值。因此，我们将未按设计控制砂比定为要因。 油嘴直径选择不合理： 通过查阅压裂设计发现，所有井均设计为“压后 4嘴放喷”，而没有针对不同井的具体情况采取具体措施。 因此，我们将油嘴直径选择不合理定为要因。 放压管理不到位：现场监督发现，油藏经营管理区经常无法按设计要求提供规定直径的油嘴，另外，由于生产压差大，返排液中含有少量支撑剂，很容易将油嘴刺大，但由于压裂井放压一般安排在夜间，必然导致油嘴更换不及时。因此，我们将放压管理不到位定为要因。 地层渗透率高：由于地层渗 透率高，为了避免滤失过大引起砂堵，设计和施工中砂比比正常值低，但考虑到地层本身存在的滤失因素，裂缝闭合过程中，裂缝中的实际砂比与正常砂比基本接近甚至有可能更低，更有利于裂缝闭合。因此我们认为地层渗透率高为非要因。 地层压力高：地层压力与地层物性及开发现状有关，地层压力一般由地质部门在压裂地质方案中提供，压裂设计过程中的参数设计均对地层压力因素进行了考虑。因此我们认为地层压力高为非要因。 裂缝闭合压力高：裂缝闭合压力与地层物性及地应力等参数有关，属不可抗拒因素。因此我们认为裂缝闭合压力高为非要因。 支撑 剂强度低：目前我们普遍采用抗压强度为 69支撑剂，但各区块的破裂压力、裂缝闭合压力均不尽相同，且普通支撑剂性能也有待优选压裂方案、提高压裂效果 - 9 - 改进。因此，我们将支撑剂强度低定为要因。 压裂液破胶不彻底：压裂液破胶不彻底时，井下特种作业处已经有针对性地进行了较大改进，且该因素小组成员无法控制。因此，我们将压裂液破胶不彻底定为非要因。 六、制定对策 1、我们针对找出的要因，制定对策如下。见表 2： 表 2 对策表 序号 要 因 现 状 目 标 对 策 负责人 检查人 实施日期 1 砂比设计不合理 井下设计砂比比采油院低 2% 设计 砂比平均增加2% 参与压裂砂比的设计 李雪松李春燕 孙红兵 放压时间安排不合理 放压时间安排一成不变 根据实际情况确定放压时间 小组人员根据施工情况现场确定放压时间 万登峰于斌 马军 王飞 吴志红 未按设计控制砂比 最高砂比加砂量不够 确保按设计施工 小组人员现场监督 万登峰于斌 马军 李雪松 李春燕 高梅 油嘴直径选择不合理 油嘴直径选择一成不变 根据现场压力选择油嘴 小组人员现场与油藏经营管理区技术人员协 商确定 万登峰于斌 马军 李春燕 张俊平 放压管理不到位 未按规定安装油嘴，油嘴刺大不能及时更换 严格按要求安装油嘴，油嘴刺大及时更换 现场准备几种规格油嘴，排出量及压力出现异常及时检查更换油嘴 万登峰于斌 马军 李春燕 张俊平 支撑剂强度低 支撑剂品种单一 对特殊井采用特殊的支撑剂 对特殊井引进特殊的支撑剂 李雪松 李春燕 张俊平 高梅 、对策可行性评估： 我们小组有精通采油和地质的专业人员，且部分人员多年从事压 裂优选压裂方案、提高压裂效果 - 10 - 工作，有能力把每口井的有关情况搞清楚。 我们小组人员直接参与我厂压裂井的方案讨论，参与优化设计，我们有条件针对每口井的具体情况，有针对性的优化压裂设计，如采用合理的砂比等，有利于有效控制支撑剂返吐。 每口井的压裂施工过程中，我们小组均安排人员到现场进行全程监督，完全可以对现场施工的砂比监督，对施工后的放压时间以及放压所需要的油嘴直径等根据现场实际情况进行确定。 结论：该对策可行。 七、对策实施 根据导致支撑剂返吐的因素分析和对策，采取了如下措施： 针对砂比设计不合理问题：每次在与井下特种作业处设计人 员进行压裂设计讨论时，均以地层物性等资料为依据，要求尽量采用合理砂比。2006 年 2份，井下特种作业处累计对我厂 58 口井进行了压裂设计，设计砂比平均降低 百分点。 针对 放压时间安排不合理问题： 2006 年 2份共实施压裂 62井次，我组均有 1监督人员。 每次压裂结束后，由现场监督人员与压裂队技术人员根据现场情况确定，由我现场监督人员向厂调度室进行汇报，并告知油藏经营管理区的现场配合人员 。 针对未按设计控制砂比问题：我现场监督人员均全程坚守压裂仪器车，由于压裂砂比实时反映在仪器屏幕上，针 对实际砂比与设计出现不符倾向的 13 口井，均进行了及时提醒，从而使其重新回到正常砂比。 优选压裂方案、提高压裂效果 - 11 - 针对油嘴直径选择不合理问题：及时改变过去一成不变地指定放压油嘴直径的做法，均是提前通知 油藏经营管理区准备几种规格的油嘴，施工结束后，根据施工情况由现场监督人员与压裂队技术人员根据现场情况确定，由我现场监督人员向厂调度室进行汇报，并告知油藏经营管理区的现场配合人员 。 针对放压管理不到位的问题：均由我小组现场监督人员对油嘴直径进行亲自检查，并对放压过程中的油嘴情况进行抽查， 2006 年 2份共现场抽查 5 次，发现 2 口井未 及时更换油嘴，均通报了相关油藏经营管理区的相关领导，并现场督促进行了整改。 针对支撑剂强度低的问题：引进了“ 树脂包衣支撑剂工艺”， 树脂包衣支撑剂技术是一项压裂新技术，能将破碎的支撑剂碎屑和粉末包裹在树脂层内，防止碎屑和粉末运移堵塞底层，在高闭合压力下使裂缝保持较高的导流能力，起到防砂和压裂防吐砂的作用。 2006 年 2份 应用树脂包衣支撑剂技术 4 井次，即 993333艺成功率 100，累增液 累增油 油效果显著，其中 99增油 八、效果确认 1、效果对比 我们对 2005 年和 2006 年 2份可对比的压裂井支撑剂返吐情况进行了对比分析： 表 3 活动前后效果对比 优选压裂方案、提高压裂效果 - 12 - 年份 压裂井次 冲砂井次 砂面上升情况 冲砂井影响 可对比井次 上升高度 （米） 影响开井时间 (天 ) 增加额外费用 （万元） 影响产量 (吨 ) 2005 71 12 46 6 36 360 2006 65 5 32 5 15 150 差值 7 17 21 21 210 表 3 中，影响开井时间是指由于砂埋油层而造成作业冲砂时间；增加额外费用是指由于砂埋油层而造成作业冲砂费用等。 活动前 目标 活动后 活动前 目标 活动后 图 2 活动前后平均沙面上升高度对比图 图 3 活动前后掩埋油层井次对比图 通过对比，平均沙面上升高度由活动前的 低了 17m；砂面掩埋油层井次由 2005 年 12 井次降为 5 井次，降低了 7 井次，减少额外费用 21 万元，减少占用开井时间 21 天，减少产量影响 210 吨。 结论 ：通过该活动制定的对策实施后，压裂井支撑剂返吐量大大减少，砂面上升高度明显降低，砂埋油层井次明显减少，本 组活动目标达到。 5 30m 12 均沙面上升高度 掩埋油层井次 优选压裂方案、提高压裂效果 - 13 - 2、经济效益评价 产出 砂面掩埋油层井次由