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1、LOGO利用人工暂堵转向压裂技术 提高重复压裂效果汇报提纲前 言 1人工暂堵转向压裂技术简介2现场应用试验情况3增产效果4结论与认识5历经50 余年勘探开 发的新中国第一个大 油田和西部第一个千 万吨油田，随着勘探 开发程度的提高，发 现新石油储量的难度 愈来愈大，提高老油 田开发水平和效益日 益紧迫。1.前 言背 景 有相当部分已投入开 发的油藏属低渗透油 藏，而维持油井正常 生产最主要的增产措 施重复压裂，措 施效果逐年下降，选 井选层难度也越来越 大，已不能满足油田 开发增产稳油的发展 需要。重新张开原先压 开的裂缝； 有效延伸原有裂 缝系统； 原有裂缝再次充 填支撑剂； 压开新裂缝增产
2、机制 解决方法 建立新的油气流 动通道，提高人工 裂缝的导流能力， 改变油气层流体渗 流驱替规律； 扩大、增添新泄 油面积，沟通、动 用剩余油富集区和 动用程度低甚至未 动用储层；常规老井重复压裂 2.人工暂堵转向压裂技术简介单一的老缝重复张开 ；规模太大易水窜；原有裂缝附近区域的 地层压力下降、含水上 升、采出程度升高； 地层和裂缝壁面渗透 率下降；存在问题 重复压裂增产机理2.人工暂堵转向压裂技术简介裂缝转向技术基础人工裂缝总是垂直于最小水平应 力方向 上产生 油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，当这种变化达到一定程度时，最大和最小主应力方向会发生偏转，而在局部应力发生
3、变化及一定的压裂施工条件下，复压裂缝的延伸相对于原有裂缝也可能发生改变。 方法方法在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵 老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝 延伸压力的变化使流体发生转向，从而延伸压力的变化使流体发生转向，从而 造出新缝。造出新缝。原理原理在旧缝张开后，基于流体遵循向阻力最小方在旧缝张开后，基于流体遵循向阻力最小方 向流动的原则，暂堵剂颗粒会随压裂液进入向流动的原则，暂堵剂颗粒会随压裂液进入 与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼，在炮眼与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼，在炮眼 处和高渗透带聚集产生高强度的滤饼桥堵，处和高渗
4、透带聚集产生高强度的滤饼桥堵， 使后续压裂液不能进入裂缝和高渗透带，这使后续压裂液不能进入裂缝和高渗透带，这 必然会在一定程度上升高井底压力，在一定必然会在一定程度上升高井底压力，在一定 的水平两向应力差条件下，产生二次破裂进的水平两向应力差条件下，产生二次破裂进 而改变裂缝起裂方位以产生新缝。而改变裂缝起裂方位以产生新缝。创 新 点暂堵与优化重复 压裂结合：建立 新的高导流能力油 气流通道，改变油 气层流体渗流驱替 规律，更大限度地 沟通、改造、动用 剩余油富集区和动 用程度低甚至未动 用的储层。2.人工暂堵转向压裂技术简介暂堵剂：基于应具有较强的封堵性同时又对地层污染较小的考虑，选用水溶性
5、的暂堵剂。封堵率及承压强度分散态：u滤饼厚度1cm时， 21Mpa不能突破；u滤饼厚度1cm时， 不能有效形成封堵。 预制胶结态：u滤饼厚度=0.9cm时， 21Mpa不能突破；u滤饼厚度=0.5cm时， 12.3Mpa突破。溶解性及水不溶物安全性压裂液中溶解性：u30, 5.5小时内全溶 u50, 3小时内全溶 u80, 1.2小时内全溶 水不溶物：90% 彩9C2090、C2015、C2045、C2226、C2237、C113、C2213、C2265、 C2286除c1061井外，其余井均物性较好 且厚度较大，措施前月产液量在 250t以上，均为水淹井因高含水 关井。 彩10C1061彩南
6、油田彩南油田西山窑组油藏已进入中高含水、中高采出程度阶段，存在的主要问题是压力保持程度低，压力场分布极不均匀，油水井间渗流能力差，注采压差不合理，注水井难注入、油井采不出，近73.7%的油井不能生产或不能连开生产，生产特征表现为低产、低能，高含水、低液量。普通的压裂改造后依然表现为高含水、中低液量的生产特征.因此，彩南油田西山窑组油藏近几年基本未实施重复压裂改造措施。2005年5月2007年选择了50口油井利用人工暂堵技术进行重复压裂，以达到避开或部分避开原裂缝，改善油层渗流能力的目的。 百口泉油田试验井数据表3.现场应用试验情况施工时的破裂压力和微地震裂缝监测结果表明，正式压裂 均开启了新缝
7、而不是对原有裂缝的再充填和延伸：井口破裂压力：除1052、 C120、C2847、C2018及 C2327等部分井因亏空漏失严 重，井筒不满而导致测试压裂 时套压无显示外，其余所有井 正式压裂时套管所显示的井口 破裂压力均高于测试压裂。以 此可以认为投送的高强度暂堵 剂有效地在施工过程中封堵了 老缝、改变了裂缝的起裂方位 而形成了新的人工裂缝。裂缝监测结果：测试压裂与正 式压裂的裂缝方位角、倾角的 差异证实发生了程度不等的转 向，说明正式压裂开启了新缝 而不是对原有裂缝的再充填和 延伸。裂缝面初始夹角与平均 夹角的差异说明暂堵剂改变了 新裂缝的起裂方位，但在裂缝 的延伸过程中，地应力依然起 着
8、主导作用，它控制了裂缝的 最终主要延伸方向。裂缝 监测井号测试压裂正式压裂 排量油压套压排量油压套压 c20183.0414.2903.3923.854.49 c1202.6510.9202.6113.192.07 c10452.9217.530.63.1228.319.75 c28732.4537.017.372.9933.9110.98 c28472.197.841.183.516.084.71 c28062.2418.4312.944.0542.3524.31 c12862.0918.067.843.7727.678.96 c20252.0320.1111.493.5134.8812.8
9、3 c23272.568.5203.725.921.35 c22083.1525.144.393.332.4312.73 c20901.8543.8216.683.3940.3121.08 c20151.8240.168.733.4542.2319.22 c20451.9144.2912.63.2648.8127.92 c22261.6128103.2430.1911.73 c22371.6129.169.13.2735.4913.8 c10611.9540.447.592.9730.2411.93井号测试压裂正式压裂 排量油压套压排量油压套压 12193.537.8220.23.0242.8
10、123.25 11183.630.797.293.3427.369.82 13683.57 38.1516.433.4635.9614.89 11422.95 27.9911.052.4932.2711.98 百28井口无法接套压1052亏空严重，井筒不满， 井口无压力显示2.9823.266.563.现场应用试验情况施工时的破裂压力的变化表明， 正式压裂均开启了新缝：破裂压力变化：井号 层位深度(米) 压裂次序方位角(度) 倾向倾角(度) 转向程度 1219B22018测试北东82.4东南5明显 正式北东61.5东南1 对比20.9 B32049测试北东64.2东南1不明显 正式北东59.7
11、东南3 对比4.5 1118B12174测试北东69.5西北1明显 正式北东60.7西北2 对比8.8 1142B12188测试北西86.9 0明显 正式北东82.3北2 对比4.6 1368S72144测试北东70.1西北1明显 正式北东82.4西北5 对比12.3 百28S82086测试北东83.4西北2不明显 正式北东79.1西北0 对比4.3 1052B12304测试北东78.1北5明显 正式北西86.9北7 对比8.8 2005年百口泉油田暂堵转向压裂裂缝监测数据一览表 3.现场应用试验情况微地震人工裂缝监测：1219井裂缝监测结果3.现场应用试验情况2005年彩南油田暂堵转向压裂裂
12、缝监测数据一览表 井号统计 方位初始缝 面夹角平均缝 面夹角倾向倾角解 释(度)(度)(度)(度) C2226 测试 北西86.3455.2 0转向明显，初始转向角度45度。 正式 北西83.1北4 C2237 测试 北东84.429.421.7北4转向明显，初始转向角度29.4度。 正式 北东62.7西北1 C2025 测试 北东87.03319.7北2转向明显，初始转向角度33度。 正式 北西73.3北1 C2090 测试 北东76.636.729.2北3转向明显，初始转向角度36.7度。 正式 北西74.2北3 C2847 测试 北西89.344.710.1北2正式压裂有明显的左旋转向趋
13、势 正式 北西79.2北3 C2806 测试 北东79.230.817.7北2正式压裂有明显的左旋转向趋势 正式 北西83.1北2 C1286 测试 北东80.6108.8 0转向不明显，初始转向角度10度。 正式 北东89.40 C2015 测试 北东81.7350.2西南3右翼转向明显，缝面左旋,有明显的扩展；左翼转向不 明显正式 北东81.9西南2 C2045 测试 北东71.7207西南5裂缝形态接近，正式压裂约东西向，50米后转回原来 的方向。东翼前缘有左旋转向趋势，倾角差别较大正式 北东78.7 03.现场应用试验情况c2025井裂缝监测结果3.现场应用试验情况c2090井裂缝监测
14、结果3.现场应用试验情况4.增产效果 井号投产 年月措施 时间措施前水平累积 增液量 (t)累积 增油量 (t)累积 有效天数 (d)失效 年月产液 (t/d)产油 (t/d) 10521979.092005.6.410.67.3130553427.5200612 11181981.04 2005.4.297.34.557810456.520050911421988.102005.6.1182.8185823794780.312191980.08 2005.4.294.44.129962603698.6200707 13681982.052005.6.17.62.543616784200512
15、 百281981.112005.6.21.51.112561078466.8200705 措施井合计23978.08299.02513.7 措施井单井平均3996.3 1383.2 419.0 百口泉油田暂堵转向压裂效果统计表(至2007年7月)百口泉油田转向压裂转向压裂前前4 4年重复压裂年重复压裂有效率 平均单井增油量 93.6100325t1383t4.增产效果彩南油田暂堵转向压裂效果统计表（含水40%的井）井号投产 年月措施 时间措施前 产液水平 (t/d)措施前 产油水平 (t/d)累积 增液量 (t)累积 增油量 (t)累积 有效天数 (d)失效 年月c20181994052005
16、10230.40.3284165135.6200604 c120200201200510170.70.7911865.7200602 c1045199804200511090.90.8775615270.1 c2873200409200510181.2155563163647.9 c2847200208200507071.61.22161299.5200511 c2806200206200507081152254786745.6 C1009199208200608122.61.8358145136.1 C1127199303200608101.21.1197159113.82007.02 C2011199406200604103.60.3821042.12006.08 C2818200207200604142.51.4670598412.32007.06 C2827200206200607121.91.76231161352006.12 c1025199201200704150.60.6696
