水力壓裂優(yōu)化設計的應用

1 前言 2001 年，在廠領(lǐng)導的關(guān)心和支持下，在所領(lǐng)導的親自指導下，認真履行 項目組的工作職責，執(zhí)行項目的運作程序和有關(guān)要求， 加強措施實施的前期論證和資料錄取工作，優(yōu)化壓裂設計，積極推廣新工藝、新技術(shù)，做好措施實施后的效果評價和經(jīng)濟效益分析工作，在總結(jié)經(jīng)驗的基礎上 不斷提高項目組的管理水平，實現(xiàn)油水井措施管理的規(guī)范化、決策的科學化。 一、水力壓裂優(yōu)化設計的應用 （一）、壓裂優(yōu)化設計的步驟 a) 根據(jù)每口井的儲層物性特征，選擇恰當?shù)乃毫涯Ｐ?，計算出不同縫長所需的壓裂液總量； b) 根據(jù)儲層及其流體的特性，優(yōu)選合適的壓裂液和支 撐劑； c) 考慮操作上的限制，解出施工中恰當?shù)谋米?shù)；優(yōu)選加砂濃度和加砂程序。 d) 優(yōu)化支撐劑的泵送程序，解出最大支撐縫長，從而得到最優(yōu)化的裂縫支撐幾何態(tài)。 e) 對各種不同縫長的設計方案進行凈現(xiàn)值計算，完成總的經(jīng)濟評價，從中選出投入最少、收益最大的設計方案，為最優(yōu)化的壓裂設計。 （二）、文 79壓裂設計實例 1、地質(zhì)概況 文 79位于文南構(gòu)造文 79 北塊，壓裂層位 42 地層聲波時差 m，空隙度為 具有高壓、高溫、低滲、空 吼半徑小等特點。 2、設計思想與要求 （ 1）該井壓裂層段相對集中，井況條件一般，考慮采用卡封護套，合層壓裂。 （ 2）壓裂層位上下遮擋層較好，壓裂高度可以控制。 （ 3）采用適合于文南地區(qū)的壓裂液體系，提高壓裂液效率，減少對地層的傷害。 （ 4）針對文南地區(qū)地層閉合壓力高的特點，采用陶粒作為支撐劑。以提高導流能力。 3、優(yōu)化壓裂設計 文 79采用美國 裂設計軟件進行設計。按照實際地質(zhì)情況的物性參數(shù)進行了 擬三維的模擬計算。 a、確定設計參數(shù) （ 1）有效滲透率 有效滲透率無數(shù)據(jù)，按照經(jīng)驗取 值為 （ 2）空隙度與有效厚度 空隙度與有效厚度取自小層數(shù)據(jù)表。 （ 3）楊氏模量與泊桑比 壓裂設計時所用的楊氏模量是靜態(tài)楊氏模量。采用長源距數(shù)字聲波測井（ 全聲波形，經(jīng)算法處理取得剪切波速和壓縮波速，借助密度測井數(shù)據(jù)和下列方程來計算巖石波桑比和楊氏模 3 量。 1)/(2)/( 1)/(4)/(3102223 式中： . 壓縮波速（縱波）， um/m; . 剪切波速（橫波）， um/m; . 動態(tài)的波桑比，無因次； . 動態(tài)楊氏模量， b 巖石密度， g/使用下列方程相互換算動態(tài)和靜態(tài)值 27)1()1()1)(21(b )1(0 13 8.0 12 G. 巖石的剪切模量， 巖石密度， g/ f 地層流體密度， g/ . 地層空隙度，小數(shù)。 對于該參數(shù)的獲取，由于沒有得到文 79的全波測井的資料。我們采用同區(qū)塊以往壓裂井施工反推來獲取。 （ 4）地層最小水平主應力 裂縫閉合壓力數(shù)值上等于地層的最小水平主應力，是壓裂液能 4 產(chǎn)生裂縫所必須克服的地層力。在 件中，它是一個重要的壓裂控制參數(shù)，它直接影響裂縫的高度、地面施工壓力、支撐劑的積壓和嵌入所受應力等許多數(shù)據(jù)。 對于最小主應力的確定。有如下公式： PP o )(21 2 式 中： 地層最小水平主應力； v. 巖石波桑比； . 儲層上覆壓力， . 儲層目前地層壓力， 數(shù)，無因次，約為 對于地層的最小水平主應力的獲取。由于公式中獲取比較困難，采用同區(qū)塊以往壓裂施工井反推來獲取。該參數(shù)有一定的誤差。 （ 5）地層的其他設計所需參數(shù) 除了上述幾個重要參數(shù)外，在設計中還需要其他的幾個物性參數(shù)，如：壓裂層凈厚度、含水飽和度、地層流壓、驅(qū)油面積、流體粘度、表皮因子、壓裂管柱參數(shù)等。 b、 建立地層模型 我們對壓裂層位所處的井段進行分層：從文 79的測井圖，我們分層時上界定 ，下界定 ，根據(jù)測井結(jié)果對不同物性的層段進行分層，物性參數(shù)按實際測井解釋中的參數(shù)代入。分層如圖 1 所示： 5 圖 1 從上表我們可以看出壓裂層段的具體參數(shù)，由圖 1 可以看出，該壓裂井段可以分為三小層。 c、地層是否適合壓裂的模糊邏輯判斷與解釋 當?shù)貙拥幕緟?shù)輸入后，包括井深、產(chǎn)層凈厚度、空隙度、流體粘度、流壓、含水飽和度、驅(qū)油面積、表皮系數(shù)、含油飽和度和滲透率，我們可以初步得到結(jié)論：該井段是較好 的壓裂層段，見圖 2。 d、地層的巖石機械特征與蓋層的遮擋效果 地層的應力剖面對裂縫的高度延伸影響很大，我們作出地層的應力剖面圖，然后對地層的應力剖面圖進行模擬計算，判斷遮擋層的效果。 6 圖 2 圖 3 從圖 3 的數(shù)據(jù)來看，產(chǎn)層與遮擋層的楊氏模量存在一定的差值，而波桑比較為接近，巖石的疏密差異不是很明顯。對地層的應力參數(shù)梯度來看，差異較大，縫高可以控制。 對地層的壓裂模擬計算可以看出：上下隔層是好的遮擋層。圖4 是通過對地層 物性參數(shù)的模擬計算后，判斷結(jié)果解釋圖，從圖 4 7 可以看出上下隔層是很好的遮擋層。 圖 4 e、增產(chǎn)效果與半縫長關(guān)系 圖 5 8 圖 5 設計計算出的部分施工參數(shù) 表 1 設計參數(shù) 設計縫長 （米） 95 施工排量 （立方米 /分） 需活性水總體積 （立方米） 需前置液總體積 （立方米） 需攜砂液總體積 （立方米） 需支撐劑總體積 （立方米） 需頂替液總體積 （立方米） 均裂縫高度 （米） 壁處裂縫高度 （米） 壁處裂縫最大高度 （厘米） 裂 液效率 （ %） 均砂比 （ %） 產(chǎn)倍比 9 由圖 5 可以看出，當裂縫的支撐半長為 100 米時可以達到最好的增產(chǎn)效果。故在壓裂設計時建議的支撐半長為 95 米。 f、地層模擬計算結(jié)果：見圖 6、表 1 四、適合于文南油田高溫高壓低滲油藏的壓裂液體系 為保證壓裂施工的順利進行并盡量減少對地層的傷害，選擇壓裂液的主要條件是攜砂性能、濾失性和對油氣層的傷害性。要求壓裂液耐溫、抗剪切，攜砂能力強，易破膠化水。 1、 增稠劑優(yōu)選 為保證壓裂施工的順利進行并盡量減少對地層的傷害，選擇壓裂液的主要條件 是攜砂性能、濾失性和對油氣層的傷害性。要求壓裂液耐溫、抗剪切，攜砂能力強，易破膠化水。選用 裂液，選擇羥丙基胍膠作為稠化劑，試驗表明，稠化劑胍膠具有低摩阻特征；合理控制壓裂液粘度，在溫度 133、 170切速率條件下剪切 60裂液粘度控制在 右。 增稠劑水不容物的高低，嚴重影響壓裂液對地層的傷害，廣泛應用的一級胍膠、特技胍膠、特優(yōu)級胍膠進行性能評價，特有級胍膠水不溶物最低，但價格較高，綜合考慮：既減小傷害，又經(jīng)濟，建議選用一級胍膠，對特殊地層選用特優(yōu)級胍膠（見表 2） 常 用稠化劑性能評價 表 2 名稱 1%粘度 不溶物 % 殘渣 % 香豆 186 級胍膠 270 10 特級胍膠 258 優(yōu)級胍膠 231 85 、交劑優(yōu)選 通過對國內(nèi)常用交聯(lián)劑性能評價，交聯(lián)劑 遲交聯(lián)最好，但破膠化水較困難，綜合考慮，選擇 聯(lián)劑較合適（見表 3） 交聯(lián)劑性能評價表 表 3 名 稱 交聯(lián)時間 用溫度 耐溫性能 7000130 80100 0120 100 0120 80100 0130 100 12 70150 100 體） 69 70160 100 3、濾失劑的優(yōu)選 注水井壓裂液降濾措施要求不能使用油井壓裂液中比較成熟的降濾失劑：柴油、油溶性樹脂、細粉砂和粉陶等。現(xiàn)場主要選用油溶性樹脂作為降濾失劑 壓后盡快返排，有利于降低壓裂液對地層的傷害，提高返排率，縮短關(guān)井時間，采用分段破膠、復合破膠技術(shù)，可大幅度縮短壓裂 11 液破膠時間，有利于壓裂液快速破膠與返排，把壓裂液傷害降到最低點。試驗結(jié)果表明，壓后 8 小時，壓裂液粘度可降到 3.4 渣含量 354。 分段、快速破膠數(shù)據(jù)表 表 4 破膠劑 名稱 破膠劑用量 % 溫度 破膠時間 t 水化液粘度 L 00 6 L 00 5 L 20 4 L 20 2 L 20 1 、支撐劑的選擇 文南油田地層閉合壓力高達 55用在支撐劑上約 40保證裂縫獲得較高的的導流能力，應選用粒徑規(guī)范合格、在高閉合壓力下能提供高導流能力的支撐劑，經(jīng)試驗評價，選用質(zhì)量上乘的燒結(jié)陶粒。粒徑 能指標： 69碎率小于 10%。 五、壓裂工藝配套技術(shù)： 1、高砂比壓裂施工工藝 ： 通過高砂比壓裂施工，可以使裂縫在垂向及水平方向上均得到最在量的填充，而且對裂縫面及支撐砂堤污染小并能有效控制縫高的發(fā)展，在壓裂設計時，我們通過對比分析及模擬，提高了砂比，階段最高砂比達 45%，平圴砂比提高到 30%，提高了裂縫導流能力。 2、快速返排工藝：采用分段破膠、復合破膠技術(shù)，可大幅度縮短壓裂液破膠時間，在壓裂后 4時控制放噴。有利于壓裂液 12 快速破膠與返排，把壓裂液傷害降到最低點。 3、分壓選壓技術(shù) 在同一開發(fā)層系，由于小層間的非均質(zhì)性而存在高滲與低滲的差別，為了壓開低滲層段，提高油層縱向改造 程 度，改善出油剖面，采用塑料球選擇性壓裂工藝。這種工藝是利用各層間破裂壓力的不同，首先壓開破裂壓力較低的層段進行加砂，然后在頂替液中投入塑料球，將其射孔孔眼堵住，再提高壓力壓開破裂壓力高的層段。 4、大型壓裂工藝 為了提高壓裂效果，延長有效期，今年開展了大型壓裂工藝，加大壓裂規(guī)模，有效提高支撐縫長。 5、裂縫監(jiān)測：其原理是：裂縫擴展時，必將沿裂縫邊緣形成一系列微震，確定震源位置，就可確定裂縫輪廓，目前其結(jié)果可以給出裂縫長度、方位、高度和產(chǎn)狀。 六、水力壓裂選井的原則 （一）、適合壓裂作業(yè)的井 1、含油飽和度較 高、巖石膠結(jié)好、滲透率較低的油井。 2、在生產(chǎn)中顯示壓力高，產(chǎn)量低的井；同區(qū)塊同油層但產(chǎn)量較其它各井低的井。 3、 滲透率較低或滲透率高低不均勻，有一定的潛力但連通性不好的井。 4、距邊水遠或距注水線較遠的井。 13 5、油層嚴重污染堵塞的井。 6、經(jīng)過水力壓裂證明增產(chǎn)見效的井，可以進行重復壓裂改造油層。 （二）、不適合壓裂作業(yè)的井 1、固井質(zhì)量不好的井。 2、管外有可能竄槽的井。 3、套管嚴重腐蝕或有損傷、變形的井。 4、鄰近油層有水層、氣層或夾層較薄、隔絕不良的井。 5、滲透率較高（ 西以上）的井。 6、重復壓裂多次沒有明顯效果的井；油層壓力較低的井。 7、經(jīng)過長期生產(chǎn)，油層能量已經(jīng)很低或接近枯竭的井。 七、水力壓裂現(xiàn)場應用情況和效果分析 1、水力壓裂現(xiàn)場應用情況 2001 年 1文南油田共實施壓裂 63 井次，其中老井壓裂 38井次，工藝成功率 100%，有效 34 井次，有 效率 累計增油19395t, 累計增氣 896 萬方，平均單井累計增油 510t。 新井壓裂25， 累計增油 5640t，增氣 48 萬方 （見表 。從表 5 得出：文33 塊沙三上、文 88 塊、文 79 136 塊壓裂效果較好，而文 135 塊、85 塊、 79 北塊壓裂效果較差。 2、 2001 年水力壓裂與歷年壓裂情況對比 2000 年 老井壓裂 11 井次，有效 9 井次，有 效率 累計增油 2756t,平均單井增油 250t，平均有效期 95 天。 14 與 2000 年對比，老井壓裂增加 27 井次，平均單井增油增加260t，累計增油增加 16639t，有效率增加 統(tǒng)計我廠 1990 年 油井壓裂情況，可以發(fā)現(xiàn)， 95 年至97 年三年期間，油井水力壓裂開展得較少，增油效果不盡人意。 98至 99 年主要是補孔后壓裂，以及在文 88 塊復雜高壓低滲透區(qū)塊整體壓裂改造，并與廊坊分院合作， 開展大高砂比大規(guī)模壓裂施工，效果明顯，壓裂井次和增油量也顯著提高，而在其他區(qū)塊壓裂井次和認識較少，導致 2000 年施工井次和增油量大幅度滑坡。 2001 年壓裂效果大幅度提高，接近 98、 99 年壓裂水平，見表 7。 1990 表 7 年 份 井 次 有效井次 有效率 % 累增液量/104t 累增油量/104t 單井增油t 1990 21 10 23 1991 19 11 05 1992 21 12 709 1993 42 25 10 1994 12 12 114 1995 6 4 089 1996 6 5 04 1997 8 8 64 1998 24 22 44 1999 23 22 09 2000 11 10 76 2001 35 31 18257 521 3、現(xiàn)場施工情況 由于文南油田壓裂井段跨度大、井段長、層系多，在壓裂方式上多采用卡封、填砂保護、投一壓二等壓裂方式。文南油田整體儲層物性較差，和其它采油廠相比，文南油田的壓裂井破裂壓力較高、 15 施工難度較大。 2001 年水力壓裂主要采用卡封分層壓裂方式，在35 口老井壓裂井中，卡封壓裂 27 井次，其中卡封投一壓二的有 9井次，卡封合壓的有 8 井次；油套合壓的有 4 井次，其中投一壓二的有 2井次，合壓的有 2井次。在加砂規(guī)模上平均單井加砂量為 19.8 次，平均加砂規(guī)模為 m3/m。最高破裂壓力 最低破裂壓力 均破裂壓力 4、典型井例分析 文 79001年 1月 7日補孔 3,層段 n，射孔后效果不明顯，日產(chǎn)液僅 產(chǎn)油 論證決定對 2段 ， n，進行壓裂，壓裂方式為投一壓二，前置液用量 65/45砂液用量 44/40 裂壓力 陶粒 12+12 砂強度 m3/m,平均砂比 30%，平均排量 m3/泵壓力 裂后下 38 長泵抽油生產(chǎn)，日產(chǎn)液 產(chǎn)油 日增液 日增油 計增油 4190t。 文 88措施前工作制度 38*，日產(chǎn)液 5 月 11 日對該井實施壓裂，壓裂層位 5,n，壓裂方式為卡封合壓，先填砂于 3400m，隔器深度 3343m，共用壓裂液 裂壓力 陶粒 15 砂強度 2 m3/m, 平均砂比 泵壓力 裂后 6噴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液量 產(chǎn)油量 增液 日增油 裂后 16 生產(chǎn) 15 天，累計增油 3301t。 地質(zhì)要求壓裂 4，壓裂井段 n。 2001 年 4 月 1 日，壓裂項目組與采油院討論壓裂方案，決定填砂卡封壓裂，考慮到 31 與 34 號層夾層只有 34 與 55號層夾層 此，采油院提 出砂面下移至 3165m，通過認真分析，綜合各種因素，認為 34 號油層與 36 號水層不會壓竄。采油院設計如下：前置液 75 性水 15膠 60攜砂液 砂 21比 4 月 7 號該井壓裂，破裂壓力 置液 107 性水 17 液 90 攜砂液 91砂 21 比 排量 泵壓力 裂后自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)液 產(chǎn)油 水 98%,后擠堵封竄重炮，日產(chǎn)液 產(chǎn)油 水 3%,初步認為固井差，造成管外竄槽。 八、對壓裂效果較差的油井進行分析 1、壓裂效果較差的油井， 主要表現(xiàn)在老井壓裂引效上，壓裂后增液不增油，所以壓裂選井、壓裂施工規(guī)模以及合理縫長有待于井一步認識。如 度 /層數(shù) 18m/6n 加陶粒 35 、文 79度 /層數(shù) n 加陶粒 15 文 79度 /n 加陶粒 14 文 79度 /層數(shù) n 加陶粒12文 79度 /層數(shù) n 加陶粒 12 、文 79度 /層數(shù) 1n 加陶粒 20 加砂強度均在 2.5 m3/m 左右 , 壓裂施工規(guī)模偏大，裂縫與注水水線溝通，造成高液量和高含水。有的觀點認為：壓裂井引效，加砂強度應控制在 1.5 m3/m 以下，當然 17 也與壓裂液總用量也有關(guān)系，縫長控制在井距的 1/3 以內(nèi)。如文33壓裂引效，該井壓裂厚度 /層數(shù) n ，對應水井文33，井距 200m，注水見效后，產(chǎn)液量下降，懷疑地層堵塞， 加陶