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1、重复压裂改造技术及开发效果一、项目背景采油三厂所辖的卫城、马寨和古云集低渗透非均质油田，地层平均渗透率8-3010-3m2，平均孔隙度10-15%，井段长20-80米，层系多达6-7个；层间差异大，渗透率极差大，变异系数0.7；不同层位破裂压力差异大，达8MPa以上；多数井以压裂方式投产，且随着水力压裂技术的规模应用及油田开发的不断深入，补孔压裂的选井难度越来越大，同时由于下列因素的影响，使得实施重复压裂十分必要。主要原因如下：1、新投井压裂规模偏低，裂缝控制泄油面积小；2、层间差异大，合层压裂时部分井段未压开；3、地层应力分布改变，有新增注水受效方向；4、初次压裂施工失败,目的层段未形成有效
2、的裂缝支撑；5、初次压裂时注采井网不完善，压裂未能获得较好的增油效果；6、在深井、高温、高压、微粒运移、多相流等恶劣条件作用下，初次裂缝已经失效；7、在老区块对动用程度相对较小的高压区域，选择适当的时机重复压裂，,造缝连通剩余油富集区域等。针对上述因素，在研究油藏剩余油分布，分析初次压裂工艺过程，结合生产动静态资料优选重复压裂井层、确定重复压裂时机，有针对性地开展重复压裂技术，提高油藏水驱动用程度，实现老油田的高效开发。二、重复压裂工艺技术（一）、重复压裂工艺技术的基本理论重复压裂是指井经过初次压裂后对同一层段进行的第二次及更多次的压裂措施。油井重复压裂的基本原理:一是在开发过程中由于地应力的
3、改变，重复压裂裂缝方位角与原有裂缝有一定的偏转，沟通新的泄油区:二是重新压开过去已压裂的但因各种原因目前已堵塞或闭合的老裂缝系统，解除近井筒地带堵塞；三是通过动静态资料的分析，采用分层压裂或裂缝暂堵重复压裂启动初次压裂未启动物性较差层，或使裂缝偏转沟通新的泄油区。基于对重复压裂方式的不同理解，目前国内外实施的重复压裂有三种方式：（1）层内压出新裂缝。地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，达到增产目的。一是注采井网对地应力的改变，由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。重复压裂时裂缝延伸方位角有较大的偏转，其
4、地应力方向改变主要由下列三方面因素造成：一是地层孔隙压力改变、断层滑动和油藏压实。二是压裂裂缝对地应力场的影响，地层中已存在支撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井口一定范围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。（2）延伸原有裂缝。油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，引起原有压裂裂缝失效。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外，压裂改造规模不够，或支撑裂缝短，或裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂量以
5、增加裂缝导流能力，为了获得较长的增产有效期，必须优化设计重复压裂规模（液量、砂量）。（3）改向重复压裂（即堵老缝压新缝）。油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。此时实施暂堵老裂缝，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，实现控水增油。（二）、重复压裂增产机理分析 国内外的重复压裂研究和现场实践表明：重复压裂增产机理主要有两个方面: （1）、地应力的改变产生新的裂缝，从而大大提高油井的泄油面积，达到增产目的。 1）、注采井网对地应力的改变 由于水的注入和地层液体的采出，造成注水井附近的地
6、层压力上升，而油井附近的地层压力降低，从而引起地应力方向的改变。造成重复压裂裂缝延伸方位角有较大的旋转。其地应力方向改变主要由下列三方面因素造成：地层孔隙压力改变随着注水开发的加深，注水井周围地层压力逐渐升高，造成孔隙压力上升，从而引起地层总应力的上升，降低了基质的有效应力，进而通过基质的膨胀，对其周围的应力产生影响，这一影响由注水井径向向外传波。而油井则产生相反的情况。断层滑动当注水井周围的孔隙压力增加到足够大时，作用在基质上的有效应力就会变小，以致于不能产生足够大的磨擦力来平衡断层面。这就会引起断层的滑动，引发地震，从而改变地应力方向。油藏压实在油井周围，油藏压力下降引起基质有效应力增加和
7、油藏压缩，使孔隙度减少和渗透率大幅度降低。大规模的油藏压缩会减少整体油藏体积，严重时导致地层下沉和地应力场变化。2）、压裂裂缝对地应力场的影响地层中已存在支撑裂缝，改变了井眼附近的地应力分布，使得原来最大水平地应力变为最小，这种局部地应力的变化，使重复压裂的裂缝方位将垂直于次裂缝的方位，但在离开井口一定范围以后，其方位发生转向，经平行于初次裂缝方位的方向延伸。根据可对比条件分析，重复压裂与初次压裂相比，平均破裂压力降低5Mpa，足以证明重复压裂有产生新缝或裂缝偏整的可能。 三、重复压裂工艺技术的应用（一）、重复压裂选井选层条件1、新井压裂规模偏低，需加大规模重复压裂，延伸裂缝。统计12口井(卫
8、360块的新投井)的加砂强度与压裂后初期产量的关系显示，随着加砂强度的逐渐加大，压后产量成逐渐上升趋势。2001年卫360块新投12口井加砂强度与产量曲线采油三厂2001-2008年新投压裂井227口，平均加砂强度1.46m3/m，压裂规模1.2m3/m的井50口,压裂规模整体偏低，人工裂缝控制的含油面积小，稳产期短。由于这种初次压裂投入的不足，为后期生产过程中重复压裂提供了再次改造增产前提条件。2、压裂井层间差异大，合层压裂造成部分井段未压开。统计2002-2004年新投合层压裂34口井压后井温曲线表明（2005-2006年新投压裂井较少、2007年压裂以高红层为主，2002-2004年共新
9、投压裂94口，具有代表性）：总压裂层厚度602.4m，压开层厚度309.2m，未压开层厚度293.2m，未压开油层厚度占压裂层厚度的48.7%，这部分油层未得到改造，具有较大的细分层重复压裂改造增产潜力。表1 2002-2004年新投合层压裂井井温数据统计表时间新投合压统计井数口压裂层平均跨度m压裂层厚度m压开层厚度m未压开层厚度m未压开层占压裂层%2002年750.4153.196.15737.22003年2140.8374.1165.7208.455.72006年639.375.247.427.837.0合计34602.4309.2293.248.7平均41.348.73、初次压裂规模较大
10、（加砂强度1.7m3/m，设计缝长90m），由于井网不完善，裂缝控制范围内产能未得到充分发挥。12口井中施工参数可对比井10口（卫360-67、卫10-41砂堵），平均设计缝长104m，平均加砂强度1.4m3/m(中陶加砂强度)，初次改造规模和缝长均较大，生产过程中明显的特点是产能快速下降、实施补孔等换层措施前含水基本保持不变，压裂未能有效动用裂缝及单井控制范围内的可采储量，为注采井网完善后重复压裂增产提供了物质基础。4、初次压裂工艺失败，未形成有效的支撑裂缝。油井初次压裂时，由于压裂设计与地层情况符合率较低，造成压裂过程中脱砂，未按设计完成加砂程序。形成的人工支撑裂缝长度不够，不足以控制油井
11、的泄油面积，造成初次压裂增产效果差。5、初次压裂的裂缝已失效,在地应力发生改变的情况下重复压裂。压裂后随着生产时间的延长，在高温、高压及恶劣化学条件的作用下，以及破碎支撑剂微粒的运移，使得初次形成的人工裂缝的渗透率降低而失效。在地层孔隙压力以及注水开发的影响下重复压裂,裂缝方位发生偏转或在层内形成新裂缝,沟通新的低渗区而增产。（二）、重复压裂选井选层原则及压裂时机的确定1、重复压裂选井选层原则 重复压裂选井选层需具备两个必要条件：第一，地层要有足够的能量。对注水开发井要考虑其对应注水井的压力、注入水量及地层压力，这资料是把握压裂时机的关键；第二，重复压裂井要控制一定的剩余可采储量。这两个问题是
12、重复压裂选井选层的关键问题。其次是考虑第一次或上一次的压裂施工参数、压裂层开启情况，它是确定压裂施工参数、优选压裂方式的重要依据。2、重复压裂的最佳时机目的层具备重复压裂的条件，还存在重复压裂时机的问题。重复压裂时机过早，前次压裂的潜能未完全发挥出来，影响经济效益。压裂时机太晚，容易见水。重复压裂最佳时机通常有两个准则：第一，当第一次压裂失效后进行重复压裂。第二，当地层压力系数达到一定值时进行重复压裂。三、重复压裂的主要做法（一）、在剩余油分布研究的基础上加大规模延伸裂缝重复压裂。重复压裂井层控制的剩余油可采储量是重复压裂获得增产效果的物质基础，矿场表现是压裂井所在井组注采井网完善，见效井增产
13、明显，不见效井控制的剩余油可采储量丰富，但长期低含水、低液量生产，平面矛盾突出，需要加大规模重复压裂沟通新的泄油区，提高导流能力。1、剩余油分布明确，注采井网完善，加大规模重复压裂引效。卫360-27井2002.11.12压裂投产S三中5，井段3064.6-3099.0m，18.8m/9n，油套混注、合层压裂，前置冻胶65m3，携砂液73m3 ，破裂压力49.6MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量4.34m3/min，加陶粒22m3，平均砂比30.1%，停泵压力33.7MPa；压后产液11.4t/d，产油11.2t/d，含水2%。2003.9.13压裂S三中3-4，井段3025.9-305
14、1.0m，11.7m/3n，油套混注、合层压裂，前置冻胶80m3，携砂液79m3 ，破裂压力46.9MPa，加砂压力46.9MPa，施工排量3.8m3/min，加陶粒1+24m3，平均砂比30.4%，停泵压力37.4MPa；压后产液22.1t/d，产油21.4t/d，含水3%。2006.10.1解堵S三中3-5，井段3025.9-3099.0m，30.5m/12n，措施后产液11.7t/d，产油7.7t/d，含水34%。2009. 4.11压裂S三中3-4，井段3025.9-3051.0m，11.7m/3n，单封分压两层,压力高,排量提不起,未施工；2009. 4.16变更设计,单封分压两层,
15、酸化预处理,加酸10 m3,油套平衡,未施工；2009.4.18油管注入、投一压二，前置冻胶55/62m3，携砂液42/58m3 ，破裂压力63/53MPa，加砂压力50/51MPa，施工排量4.1m3/min，加陶粒10.8/14.1m3，平均砂比25.71%/24.31%，停泵压力41.0MPa；压后日产液12.3t/d，日产油9.1t/d，含水26%。目前该井日产液6.1t，日产油4.0t，含水34%，液面1434m。无水井对应。方案优化及施工: 1、重复压裂井，裂缝方位不利，适当控制规模； 2、采用分段破胶和高效表面活性剂返排技术，尽可能减小地层伤害。 重复压裂增油效果 该井压裂后日产液17.1m3，日产油11.8t，含水32%，日增油7.0t。该井重复压裂美中不足是有效期太短,仅80天。（二）、初次压裂时井网不完善，有新增注水方向后实施重复压裂引效目的层初次压裂时无注水井对应，初次压裂后单井控制的剩余油可采储量未能充分发挥，在生产过程中新增注水方向后重复压裂引效。（三）、初次压裂时油层跨度大，部分潜力层未压开，重复压裂开启未压开低渗层。目的层初次压裂时油层跨度大，通过结合地质资料确定部分潜力层未压开的，可以通过优化压裂方式后,重复压裂开启
