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1、分层压裂与控水一体化工艺技术研究汇 报 人 ：甄 建 兵完成单位：第三采油厂一、项目概要二、合同考核指标与实际 完成指标的对比三、组织 落实情况四、研究试验 情况五、解决的技术关键问题 及主要创新点六、经费 使用情况七、现场应 用情况及效益分析八、结论 及建议目目 录录录录一、项目概要随着油田开发的不断进行，许多低渗透油田进入含水期，产油量逐渐下降、含水上升，层内层间矛盾日益突出，使油田生产面临着严峻考验，也导致低渗透油藏改造的压裂措施效果变差，给压裂技术提出了新课题，且笼统压裂不能实现选层、分层改造的目的，因此在多层改造时优选层位进行压裂，同时针对高含水井探索提高产油量并控制含水上升的控水压
2、裂工艺技术具有非常重要的意义。三、组织落实情况 项目确立后，及时成立了项目组，安排技术过硬、现场经验丰富的技术人员承担课题，各项工作组织落实到位，达到了预期目标。目标：通过攻关研究，形成先进有效的针对长井段、多层数且含水较高的油井研究应用分层、控水压裂工艺技术，为第三采油厂所属断块该类井的改造工作提供技术支撑。 （一）研究优化出适合低孔、低渗储层改造的低伤害压裂液体系 在压裂液方面，从降低伤害和降低滤失角度优选压裂液各添加剂，并进行诸如配伍、防膨、交联、耐温耐剪切性能测试、滤失及破胶等实验研究。已完善具有良好耐温耐剪切性能、滤失少、携砂能力强、降摩阻、配伍性好、低残渣、易破胶易返排的 SRJ速
3、溶胍胶液体体系，从降低伤害角度提高改造效果。四、研究试验情况不同植物胶稠化剂主要性能对比表 130压裂液配方体系的耐温耐剪切性能名称外观含水率 %水不溶物 %0.6%（干剂）粘度mPa.s残渣含量mg/LpH值交联性能一级羟丙基胍胶淡黄色粉末10.158.211106507良好，能挑挂特级羟丙基胍胶淡黄色粉末6.256.761054707良好，能挑挂SRJ速溶胍胶淡黄色粉末5.65.35963167良好，能挑挂（二）研究形成了针对低渗、多薄层压裂改造的分层压裂技术（1）分层压裂措施改造方法研究 常规多油层全井压裂只能针对其中的某些薄弱层进行改造，而其它大多数层位并未得到改善，往往是得到处理的层
4、位并不是设计层位，因此改造效果受到很大影响，针对上述难题，项目组研究提出了不同条件下的分层压裂技术。 主要根据精细应力剖面解释结果、井筒条件及各层特征优选机械封隔、投球、填砂注灰等配套工艺组合应用，增强分层改造的针对性。 （2）调研了国内机械分层现状，提出了机械分层压裂的应力条件 目前国内2层分压管柱比较完善，最多可以实现采用一次作业、四层分压的工艺技术，该技术在四川应用。根据区块特征提出了不同应力与目的层厚度条件下分层改造条件计算图版，为机械封隔技术的优选提供指导。（3）填砂注灰分层压裂技术 根据施工井层分布特征，进行填砂注灰封堵实现对有效层的分层改造。留416-6井：压裂井段2624.6-
5、2650.0m 13.8m/4层射孔井段2624.6-2704.0m出水特征： 20、21号层已水淹（2666.0-2704.0m）封堵层位：21、22层分压层位：17-20层填砂注灰参数：（灰面：2650.0m）投球分压方法 依据储层所有射开层段之间破裂压力或物性差异特征，首先压开破裂压力较低的层段进行改造，然后再注顶替液时投入堵塞球，将其射孔孔眼暂时堵塞，再提高压力压开破裂压力较高的层段。 提出了堵球封堵有效性计算方法根据封堵球封堵过程中套管、孔眼条件下流态变化引起的封堵球受力分析，并结合压裂过程中液体自孔眼进入人工裂缝过程中的受力分析，考虑携带液进入射孔孔眼流态的变化、孔眼摩阻和近井筒扭
6、曲摩阻引起的孔眼内外压力差两个主要因素，从而建立了适合储层条件的封堵球座封条件判别和优选方法。 优选了耐高温、耐高压的封堵球 优选出了内核含尼龙的球，外包一层滤丁橡胶（橡胶厚度2mm左右），目的是使其与炮眼更好的密封。封堵球优选参数名称密度g/cm3直径mm耐压差MPa耐蚀度耐温封堵球1.1820707无腐蚀148 封堵孔眼个数对座封条件的关系曲线 排量对座封条件的影响 不同液体密度对座封条件的影响 不同携带液粘度对座封条件的影响 提出了提高封堵效率的封堵球、液体体系、施工排量等优选参数图版。根据国内外研究 经验分析，封堵有效性主要由以下几个因素决定：1)球体携带液体系的密度；2)投球携带液体
7、系的粘度；3)施工排量；4)封堵孔眼个数。项目组建立了优选图版。（三）研究形成了高含水低渗储层稳油控水的液体体系及压裂施工技术 稳水增油改进剂（RPM）是一种新型的聚合物材料，当油水同层时，聚合物分子吸附在储层岩石表面后形成一种选择性屏障，未被吸附的部分可在水中伸展，对水产生摩擦力，降低地层水的渗透性；而油、气通过水膜孔道时，由于未被吸附的分子链不亲油，分子不能在油中伸展，因此对油的流动阻力影响小；而当在油通道中，由于岩石表面吸附胶质、沥青质而不易吸附聚合物分子，而且聚合物在油中不能舒展，不能增加对原油的流动阻力，具有其它物质没有的优势。 （1）新型RPM堵水剂堵水剂性能不同配液水对成胶的影响
8、配伍试验 进行了活性水和交联羟丙基胍胶压裂液与RPM的配伍性实验。试验结果显示：RPM与压裂液使用的添加剂配伍性良好，对RPM成胶时间略有影响，但不影响胶体性能。 序号项目指标1外观乳白固体颗粒2密度，g/cm30.8-1.13暂堵率，%90%4恢复率，%90%水类型成胶时间胶体状态备注试验室水2min增粘，5min成胶胶弹性好无异常现象配液水38min增粘，48min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好地层水55min增粘，66min成胶胶弹性好无异常现象，配伍性好液体成胶性能活性水与RPM28min增粘，40min成胶，胶弹性好。无异常现象交联羟丙基胍胶压裂液与RPM15min增粘，30min
9、成胶，胶脆。无异常现象 根据地层出水情况，设计了不同针对性解决方式和施工工艺程序。 堵水设计参数表(2)控水压裂施工程序序号含水率解决方式170%采用1段堵水剂在前置液前集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例20：1。27090%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例15：1。390%采用2段堵水剂在前置液前和结束后集中注入，然后适当停泵，前置液与堵水剂比例10：1。(3)提高堵水成功率的工艺设计技术 根据各层出水特征，在进行堵水的同时进行裂缝缝长、导流能力优化，然后对施工参数优化。主要施工参数包括前置液百分数、排量、砂量、砂比等。 前置液百分数 利用全
10、三维压裂设计软件（FRACPROPT）,并认为动态比75%较为合理。模拟了在不同滤失系数的假设条件下前置液百分数对裂缝动态比的影响，得出最优的前置液百分数为48-54%。 排量优化技术 排量的优化对压裂设计至关重要，若排量过小，在同样的储层条件下滤失将增大，降低造缝效率，容易诱发早期砂堵，但有利于控制缝高。若排量过大，则缝高较难控制。因此，项目组提出了变排量施工技术既能充分造缝又能控制缝高。 规模和砂比优化。在优化的支撑缝长、裂缝导流能力及其它相关的注入参数后，进行裂缝模拟计算研究最佳的加砂量。分别对比了5m3-60m3等多种加砂量下的裂缝导流能力和缝长计算，优选砂比和规模。平均砂比20-24
11、-26-28%下优化图 人工支撑剂控缝高技术 对于上下部有水层并且隔层较薄或松软的目的层压裂，由于对缝高不加控制，压后易造成与水层串通，所以选用控缝高技术；下部的水层采用高密度粉砂作为阻挡层，控制裂缝向下延伸；对于水层位于油层上部的，采用低密度微珠控制缝高向上延伸。类型 粒径 密度 上浮(下沉)率 破碎率 上浮转向剂 0.3550.04mm 0.60.7g/cm3 95% 72% 下沉转向剂 0.180.154mm 1.551.75 g/cm3 95% 85% 性能参数表（四）通过裂缝转向分析，研究提出有利于提高剩余油动用程度和扫油效果的裂缝转向压裂技术（1）转向利弊分析 根据井网特征和井组出
12、水情况和剩余油分布特征，分析裂缝延伸方向，如在控水前提下实现裂缝转向有利于提高剩余油动用程度，可采用缝内转向压裂技术。 （2）缝内转向剂优选及比例设计 缝内转向剂（小蜡球）是由多种油溶性物质原料、按不同组份混合配制。其性能如下表： 缝内堵剂性能表缝内堵剂尺寸及比例分布表内容溶解时间(h)物理性能煤油原油含水原油软化点滴点比重配方A8.58.52350。C130。C/ml配方B772350。C130。C/ml缝内堵剂粒度组成粒径（mm)0.5-1.01.0-2.02.0-3.03.0-4.04.0-5.0占质量百分数1.02.430.514.521.1典型应用井例：油井基本数据完 钻 井 深 （
13、m）3832.0 目前人工井底 (m)3765.94投 产 日 期1995.3.10目前灰面位置 (m)/生 产 井 段 (m)3663.6-3708.0联 入 (m)4.50 原始地层压力（Mpa）37.78油 补 距 (m)3.94 目前地层压力（Mpa）21气 油 比 （m3/m3）39.00 区块注水压力（Mpa）29硫化氢含量 （）/地 层 温 度 （）128地层水矿化度(mg/l)16453-34140套管数据类别规格（mm)钢级壁厚（mm）内径（mm）下入深度（m）水泥返深（m）表层339.73J559.65320.43267.22地面油层139.7 P110/N809.17/7
14、.72121.36/124.263788.862150油层射孔数据及连通情况层 位层 号射孔井段厚度（m）渗透率（md）孔隙度（%）卡封情况连通注水井射开情况留70-147Es3703663.6-3670.06.41.410.9/52713674.0-3678.04.0 1.310.1/53713682.0-3686.44.41.310.1/54723688.6-3693.44.819.8/55743705.0-3708.03.0 5.410.1/55油井生产状况生产情况层位日期泵径(mm)泵深(m)日产液(t)日产油(t)含水(%)动液面(m)累产油（104t）累产水（104m3）初 期Es
15、3199503 38 1798.9 17.4 17.4 0 0.0374 0近 期Es3200805382004.267.501005.05242.2262Es3200806382004.266.60.198.55.05272.2458Es3200807382004.262.2098.61366.85.05282.2527Es3200808382004.26001269.75.05282.2527Es3200809 382004.26001118.85.05282.2527留70-146：井于1995年3月投产,70-72、74号层合采,初期日产纯油17.4t，2004年6月产量缓慢下降，20
16、08年7月含水升到98%，12日杆断至今。为提高该井产能，进一步进行储层改造，对该井实施控水分层压裂，压裂井段：3663.6-3708.0m，厚度：22.6m/4层。压裂液：速溶胍胶（粉剂）；注入方式：油管注入；施工排量：3.0-4.5m3/min；支撑剂：0.425-0.85mm中密度陶粒35m3；平均砂液比：23-28%。序号施工混砂液基液支撑剂类型阶段砂量砂比累积砂量累计砂交联比排量时间步骤m3m3m3%m3液量m3%m3/minmin1座封井口,试压80MPa,5min不刺不漏为合格2低排量挤入RPM20m3线性胶16.816.8100:0116.83前置液线性胶10投球100个10100:02.54.0冻胶15.025.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.330.335.0100:0.533.3冻胶15.0/50.0100:0.535.0冻胶10.020-40目陶粒0.550.835.0100:0.533.3冻胶10.0/45.0100:0.533.3冻胶15.020-40目陶粒1.171.965.0100:0.53.54.3冻胶20.0/85.0100:
