压裂方案优选.doc
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1、老井压裂方案优选 王宇红 刘洁 刘岩(吉林油田公司井下作业工程公司)摘 要 针对大老爷府油田储层特性及压裂技术需求, 井下作业工程公司不断完善老井压裂技术,优化压裂设计方案,在转向压裂、尾追纤维等压裂新技术上取得重要进展,重点解决了各迭加小层的有效动用、水力裂缝与井网最佳匹配的难题,优化了压裂规模并提高了裂缝导流能力,单井增油水平逐年提高。本文通过对压裂优化方案的具体论述和现场施工效果的分析总结,为吉林油田复杂非均质油藏压裂提供了科学的压裂技术模式。主题词 大老爷府 压裂技术 优化方案 效果分析大老爷府油田通过十数年开发,地下剩余油分布复杂,水驱状况不均衡,平面及层间矛盾突出,挖潜难度大,控水
2、稳油成为油田近年技术攻关的主题,压裂做为储层改造技术,是油田稳产的必要保证。先后形成了投球压裂、大规模压裂、大砂比压裂、细分层压裂等成熟的工艺技术。 2023-2023年,为着力提高老油田压裂增油水平,满足老油田稳产需要,井下公司与松原采气厂密切配合,优化设计方案,形成了切实可行的压裂配套技术,有效提高了压裂单井增油水平。1 地质特性大老爷府油田位于松辽盆地中央坳陷区东部华字井阶地南部,以采油为主,地质储量3177.12万吨,已所有投入开发。目前含水92.8%,可采储量采出限度75.1%,地质储量采出限度6.18%。 大老爷府油田从上至下共发育钻遇三套含油层系,即葡萄花油层、高台子油层、扶余油
3、层。其中葡萄花油层在该油田范围内储层不发育,含油面积小。因此,本区重要开采目的层为高台子作者简介:王宇红,女,1970年出生,1990年毕业于长春地质学院,工程师,现从事油田压裂设计工作。通讯地址:吉林油田公司井下作业工程公司工艺研究所,联系电话:油层和扶余油层。 大老爷府油田是典型低阻低渗油气藏储层特点显示出“三低一强”:低孔:平均孔隙度14.1%;低渗:平均渗透率5.810-3m2;低产:无自然产能,必须采用压裂投产。非均质性强:砂泥交错,高、低渗多层纵向叠加,显示了极其复杂的非均质性。大老爷府油田存在东西向微裂缝,人工裂隙平均走向NE(北东)69度,开发井网的井排方向为NE75度,与裂隙
4、方向与井排方向相近。投入注水开发后,表现为东西向井压力、产液、含水明显高于其它方向井,而产油较低,水淹问题严重,平面矛盾突出。1.1 油藏特点(1)砂体稳定,呈席状分布,横向连通性好;(2)扶余油层砂体迭加连片,呈条带状或透镜状分布;(3)高台子油层泥岩发育稳定,对砂组之间起到了遮挡作用,砂组内各小层之间泥岩厚度较小。1.2 压裂难点(1)使各迭加小层得以有效改造提高压裂措施有效的增长点是如何开展细分层压裂技术研究,保证砂组内各小层得以动用。细分层工艺重要涉及管柱机械分层、暂堵分层等。(2)优化压裂方案东西向油井水淹严重,南北向油井注水不见效。应采用合理的压裂方案有效建立已定井网条件下水力裂缝
5、与井网的最佳匹配关系,提高设计规模的针对性。2 压裂技术思绪压裂技术攻关的核心是提高单井增油水平。一方面要判断油层是否具有足够的剩余油和能量;在压裂改造过程中要追求最大的裂缝导流面积,保证支撑剂充填范围内具有足够的导流能力,同时还要控制裂缝规模不能与水驱前缘沟通。根据上述思想拟定如下攻关技术路线:采用厂院结合的方式,加强压裂参数设计的针对性。由采油厂进行前期的地质选井选层,对地质形态进行具体的描述,根据油层改造需要达成的完善限度初步拟定压裂规模,以地质设计和作业工程设计的模式交给井下工艺研究所,进行施工参数的优化设计。2.1 优化设计的准则(1)最大的储层供应能力;(2)最优的支撑裂缝穿透长度
6、;(3)最优的泵送参数;(4)最低的施工成本;(5)最大的井的经济效益。本着上述准则,我们依据油层改造需要达成完善限度(裂缝数量、长度、宽度、高度的具体规定,涉及水驱前缘位置的预测),优化拟定合理的压裂规模和匹配的压裂工艺技术为手段,形成了针对大老爷府特点的整体压裂技术思绪。影响压裂效果的因素很多,搞好压裂设计的基础是参数设计,也是压裂能否成功的先决条件。目前还不能完全人为地控制裂缝在地层中的延伸状态,但可以人为地选择适当的压裂液、支撑剂等压裂材料的类型、数量、泵入速度。我们目前使用的FracproPT是石油工业界的先进压裂软件工具,从2023到2023年四年间,我们运用该软件为吉林油田美微公
7、司优化设计了940口/2953层压裂设计,平均单井增油200吨以上,老井日增油1.5吨以上。为此,结合测井横向图分析和采油厂油藏开发方案及现场施工经验,这两年我们采用了这套软件为大老爷府油田老井压裂进行了优化设计,对施工规模、施工排量、砂比、前置液、后置液、支撑剂类型和压裂液配方等合理拟定,最终形成单井压裂设计模式:采用在压裂过程中有针对性的楔形加砂并加大砂比的工艺对近井地带改造,有效地保证了施工效果。2.2 整体压裂优化方案2.2.1 压裂参数优选(1)根据油藏特点,对南北向或角井注水的油井压裂,如储层物性好、上下隔层、遮挡性较强的油层段,坚持实行高砂比压裂。排量控制在2.8m3/min-3
8、 m3/min。前置液比常规设计多打5方,先小砂比推动,造一条长裂缝,缝口处采用高砂比压裂技术,既有长支撑裂缝,又有近井地带高导流能力;(2)对东西向注水油井压裂,坚持实行小规模压裂,造短宽缝。排量控制在3m3/min,前置液量比常规设计少打5 m3,采用高砂比压裂技术,造一条短宽缝,既不能与注水井连通,又在裂缝中形成高速导流通道;(3)与水(气)层相近的压裂层段,采用避射后小规模压裂。(4)采用等量顶替、强制闭合及压裂全程追加水化剂技术来减少压裂液对地层的污染和堵塞,改善近井地带的过流通道,并在加砂后期加入核桃皮进行防砂解决。(5)缝长的拟定根据大老爷府油田井网特点及规定,250米井距,反九
9、点法面积注水方式投入开发,井排方向呈NE75度,拟定大老爷府油井人工裂缝半长为80-100米。靠近断层附近控制压裂规模,平均设计裂缝半长30-50米。(6)缝高的拟定根据大老爷府地区泥岩遮挡能力,结合油井的目前产能,扶余油层裂缝高度约为砂岩厚度的3.0倍左右,高台子油层裂缝高度约为砂岩厚度的2.5倍左右。(7)加砂规模根据剩余油分布、结合地质分析意见定压裂规模,加砂强度正常井位控制在2.0-3.0 m3/m范围之内。规模依据:高台子单砂组有效厚度2.2-3.2m,平均渗透率5.48*10mD;扶余油层平均有效厚度分别为2.3-4.1m,渗透率一般为5.4*10mD。2.2.2 支撑剂优选满足强
10、度规定:支撑剂的破碎率低(区块闭合压力20Mpa左右); 满足导流能力的规定:裂缝提供的导流能力满足地层规定的导流能力;根据裂缝无因次导流能力Fcd至少为2-10的理论,0.45-0.9mm的通辽砂导流能力取22.5Dc.cm,计算边井Fcd=3.69,角井Fcd=4.43,满足导流能力规定。满足减少投资规定。通过对比选用0.45-0.9mm石英砂。近井口要形成较高的铺砂浓度,以期达成较好的效果。2.2.3 压裂液体系优选根据储层特点和地层温度,在保证压裂液的基本性能(滤失少,悬砂能力强,摩阻低,稳定性好,配伍性好,低残渣,易于返排,货源广、便于配置、价钱便宜)规定下,以最大限度减小油气层损害
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