长庆低渗透油田增产改造技术.ppt

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1、长庆低渗透油田增产改造技术,长庆油田油气藏普遍呈现低孔、低压、低渗特点，压裂、酸化改造是油气井完井投产的主要方式。近年来，随着长庆油田大发展，可动用储层更具“三低”特点，要求完井技术进一步创新，提高油层改造效果。工程院立足长庆低渗储层条件，研究开发多项针对低渗储层的增产改造工艺及配套技术，取得良好的增产效果。,汇报提纲,一、缝内转向压裂工艺技术二、稠化水酸性清洁压裂液技术三、油井堵水工艺技术四、其它压裂酸化增产增注技术（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术五、低渗透油田增产配套技术（一）水平井机械隔离分段压裂（二）4小井眼分层压裂工

2、具（三）电位法裂缝测试技术（四）缓释阻垢剂,一、缝内转向压裂工艺技术,专利号：ZL03134303.1,（一）油田老井缝内转向压裂工艺技术,技术背景,（1）水驱开发，井网间地层压力、剩余油分布不均；（2）存在死油区。,技术原理,借助于缝内转向剂的加入和施工参数控制，在主裂缝内产生升压效应，摆脱地应力对裂缝方向控制，实现裂缝转向，压开新的支裂缝或沟通更多微裂缝，形成不同方位的支裂缝。,缝内转向压裂工艺技术,缝内转向压裂技术作为长庆低渗透油田老井提高单井产量主要推广应用技术之一，近年来推广应用500多口井。在长庆安塞、陇东、姬塬等油田老井共应用407口井，已累计增油22万吨，平均单井增油538.8

3、t，有效天数394天，措施有效率94.0%。部分井已取得了有效天数和累计增油”双过千”的佳绩。,长庆油田老井缝内转向重复压裂应用效果,缝内转向压裂应用效果,缝内转向压裂工艺技术,2009年重复压裂：11口，日增油1.0t，累计增油1525t。,缝内转向压裂工艺技术,（二）油田新井缝内转向压裂技术,近几年来，长庆油田每年总有5%的新井投产后达不到工业投产产量要求，甚至有部分新井压后不产油，试油产液量也很低（小于4m3/d），与周围邻井相比产量明显偏低。,1、技术背景,缝内转向压裂工艺技术,油田新井低产原因,（1）储层砂体局部变化剧烈，储层平面物性和含油性差异大，压裂裂缝可能伸入致密或低含油区域，

4、造成油井低产或不产油。（2）储层微裂缝发育贯穿砂岩和泥岩层，造成投产压裂时人工裂缝向直接窜向非含油层，而目的层改造程度较低。,3、现场试验应用情况,从2002年开始，采用缝内转向压裂技术对投产压裂后产液量低的20口新井进行了重复压裂改造，均达到了提高产量目的。,2003年安塞油田新井缝内转向重复压裂后试油及投产统计表,缝内转向压裂工艺技术,2、技术思路与方法,技术思路：堵老缝、造新缝。技术方法：前置液阶段直接加入转向剂封堵老裂缝，裂缝转向。,2006-2007年姬塬油田新井缝内转向压裂重复压裂排液数据统计表,缝内转向压裂工艺技术,2008年姬塬油田缝内转向重复压裂新井与常规压裂邻井效果对比,2

5、008年，在姬源地区低液量新井重复压裂中应用5口井，均达到了提高产量的目的。,缝内转向压裂工艺技术,加转向剂,37-028井重复压裂施工参数及试油产量对比,37-028井重复压裂施工压力曲线,37-028井投产压裂加砂35m3，抽汲不产液，排出总液量35m3。通过地质资料分析认为该井物性较好，压裂后应具有一定的产能。重复压裂采用缝内转向压裂技术，加砂18m3，试油日产液42m3/d,日产油26t/d，投产一年后日产液6.5m3/d，日产油3.4t/d，重复压裂改造效果明显。,实例：37-028,缝内转向压裂工艺技术,2009年 应用”转向压裂工艺“在低效、复杂井中实施重复压裂，取得了良好的增产

6、效果，成功挽救了24口井。,缝内转向压裂工艺技术,（三）多裂缝压裂工艺技术,1、技术背景 超低渗储层岩性致密，原油流动困难，单井产量低下。虽然储层微裂缝较发育，但尺寸微小，不能成为油流通道，压裂过程如何实现对微裂缝的改造和利用是提高产量的关键。,缝内转向压裂工艺技术,在压裂过程中形成一定主裂缝长度后，借助于多次加入缝内转向剂在主裂缝内形成局部堵塞，造成压力波动，使主裂缝附近微裂缝实现开启和延伸，实现对微裂缝的改造和利用。,2、技术思路与方法,2008-2009年多裂缝压裂工艺已在吴起油田、西峰油田、姬塬油田、安塞油田进行新井投产压裂试验69口井，现场施工成功率95%，投产初期平均单井日增油达到

7、0.8t。,现场应用效果,缝内转向压裂工艺技术,二、稠化水酸性清洁压裂液技术,技术背景,无伤害或负伤害压裂液代表着压裂行业液体发展的方向，目前，清洁压裂液是低伤害压裂液代表性体系，但其配液难度大、破胶困难，存在乳化伤害和润湿反转伤害等缺点，限制了其推广应用。稠化水酸性清洁压裂液是一项全新技术产品，最大程度地发扬了清洁压裂液的优势，同时弥补了清洁压裂液的不足，也是对低渗油气藏改造的一个补充。,稠化水酸性清洁压裂液技术,技术原理,稠化水酸性清洁压裂液是一种以粘弹性表面活性剂为主的压裂液体系，其主要成分液态稠化剂遇水混合即可快速交联携砂，不需添加新设备可实现连续混配作业，遇原油和地层水即可破胶；压裂

8、液可以携带不同类型和浓度的酸液；具有无残渣、低伤害和可采用压后不抽汲排液投产等技术特色。目前已开发出低温（70 以内）、中高温（70-120）两种压裂液体系。,稠化水酸性清洁压裂液技术,技术指标,可携带酸（HCL、HF）浓度19、有机酸13，实现酸化与加砂压裂联作；耐温及抗剪切性：耐温75，40压裂液连续剪切2hr，粘度100mPa.s，粘度不变化；破胶性：无需添加破胶剂，遇原油和地层水即可破胶，破胶后无残渣，破胶液粘度89%。,稠化水酸性清洁压裂液技术,低温稠化剂,技术原理及液体性能,2009年上半年，经过室内研发，初步开发出了中高温酸性清洁压裂液体系，并对该压裂液体系进行了评价，结果表明满

9、足中温（60-120 以内）油气井储层加砂压裂改造要求。,中高温稠化剂,技术原理及液体性能,技术特点,现场连续混配，施工组织快捷；液体不腐败，易于储存和操作；压裂后，现场残液少，环保；液体携砂性能优良，可加酸，粘度易于调整，有助于结合压裂工艺进行储层的针对性改造；压裂液无残渣，不会出现因残渣堵塞而降低储层和人工裂缝渗透性，施工后可以不抽汲，减少试油工序。稠化水压裂液体系主要材料为表面活性剂，若产品出现质量问题就不能实现加砂施工，便于现场实时质量监督、控制。,稠化水酸性清洁压裂液技术,稠化水酸性清洁压裂液具有无需现场配液，压后不用抽汲的技术优势，能够节省大量的时间，缩短试油周期，这对如何提高单井

10、或井组试油作业效率提供了一个新思路。,快速投产,稠化水酸性清洁压裂液技术,施工工序比较,稠化水酸性清洁压裂液技术,作业周期比较,采用稠化水酸性清洁压裂液进行施工，与常规措施相比整体可节约试油压裂时间3-4天/井。,稠化水酸性清洁压裂液技术,1、稠化水+缝内转向压裂工艺2、稠化水压裂增注技术3、稠化水+控缝高压裂工艺4、稠化水+缓速酸深度暂堵酸化技术,配套形成多项复合工艺,稠化水酸性清洁压裂液技术,在长庆油田中深井现场试验近30口井，井深20002800m，井温70-80。施工过程中，施工砂量560m3，排量0.82.5m3/min，施工压力平稳，显示了良好的携砂性能。,稠化水酸性清洁压裂液技术

11、,2006-2009年现场应用井次已达184口，分别分布于安塞油田、靖安油田、西峰油田和姬塬油田，试验井都取得较好的改造效果。现场成功应用了变粘度多级充填压裂工艺、稠化水+控缝高压裂工艺和稠化水+缝内阻垢压裂工艺，取得了一定的改造效果，新思路的提出与应用为低渗透油藏加快改造提供了有益的尝试。综合评价，措施井改造有效率大于90，现场施工成功率大于96%，改造储层深度800m-2800m，储层温度最高80，单井最高加砂超过60m3，最高砂比大于55%。,稠化水酸性清洁压裂液技术,三、油井堵水工艺技术,裂缝性出水井,选择性堵水+压裂(酸化)技术,裂缝性出水井封堵,低排量泵注DQ凝胶堵剂，使该堵剂能进

12、入裂缝端部地层基质孔隙进行封堵；交替泵注LDN胶体和LDS高强固化剂（粘度交替变化），封堵裂缝端部部分水串裂缝通道；根据实际情况确定顶替量，结束施工。压裂（酸化）增产改造。,三迭系特低渗储层油井水淹现象严重。低渗透储层微裂缝发育，且具有明显的方向性，容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进，而使油井水淹。因此，油井堵水工艺技术是治理低渗透油田裂缝性见水的有效方法。,1、技术背景,2、技术思路与方法,油水井堵水技术,图 裂缝性堵水模拟图,油井堵水工艺技术,研发6种不同功能可控堵剂近井地带裂缝屏蔽与保护三级交替注入堵水工艺堵水井措施后仍有产油量。,技术特点,保留近井地带裂缝采油；封堵人工裂缝端部地层

13、和部分人工裂缝通道。,技术目的,堵水工艺技术分别在采油一厂、二厂、三厂、四厂、六厂老井和新井进行了试验,完成18口井施工。,堵水措施后，见效方式有两种：一是液量、含水降后增油；二是液量、液面降，含水不变。,油井堵水技术主要针对裂缝性见水特征明显的井具有较好的适应性。,3、技术应用效果,（1）老井应用效果,2008年采油二厂油井堵水效果统计表,2008年，油井裂缝性堵水在某油田应用8口井，已累计增油1038t。封堵成功率达到了100%，增油率达到了87.5%。,2009年，采油二厂共计实施油井堵水11口，有效井8口，与堵水前相比：日产液49.6m3，日产油 5.7t，累计增油697t。从降液效果

14、分析：5口降液效果明显，日产液53.7m3/d，平均单井日产液10.7m3/d。从增油效果分析：5口见到明显增油效果，日增油5.55t/d，平均单井日增油1.11t/d。,2009年采油二厂油井堵水效果统计表,表 采油三厂新井堵水抽汲效果统计表,表 采油三厂新井堵水投产井效果统计表,四、其它压裂酸化增产增注技术,（一）注水井降压增注技术（二）底水油藏提高单井产量技术（三）酸性压裂液技术（四）裂缝深部暂堵酸化技术,复合酸化解堵降压增注技术,稠化水压裂增注技术,采用酸基清洁压裂液，在实现压裂增注和降低储层伤害的同时，酸液可部分解除地层堵塞物，达到压裂、酸化增注双重目的。,交替泵注溶垢剂和多分子缓速

15、酸，中间间隔以有机沉积膜，实现溶垢和扩大裂缝渗透率同时，在储层孔隙表面形成一层超低分子膜，减少水驱阻力，降低注水压力。,（一）注水井降压增注技术,随着油田开发的深入，注水井结垢堵塞现象严重，导致注水量减少，注水压力升高，严重影响油井产量和生产安全。,1、技术背景,2、技术思路与方法,其它压裂酸化增产增注技术,2008年注水井增注效果统计表,2008年在注水井增注采用裂缝深度酸化和稠化水压裂两种技术，从增注效果来看，稠化水2口井增注效果较好。2009年稠化水压裂增注10口井，有效率100%，平均日增注11.8m3。,3、应用效果,其它压裂酸化增产增注技术,1、技术原理,（1）底水油藏常规井控缝高

16、压裂工艺技术,“三低一小”压裂模式稠化水酸性清洁压裂液（低粘、高酸浓度）,压裂、酸化,非溶解性下沉剂,形成人工阻挡层 形成渗透性较差的阻隔层带,控制缝高阻碍底水上窜,（2）底水油藏高含水井堵水-改造技术（正在攻关）,选择性堵水剂,封堵人工裂缝封堵高渗带,缝内转向压裂酸化,造新缝,（二）底水油藏提高单井产量技术,其它压裂酸化增产增注技术,2006年，在姬塬油田长2油藏应用8口井，到2006年12月，累计增油6500吨，单井日增油6.66t/d，比同期5口常规重复压裂井增产幅度提高70%以上。2007年应用8口井，截至当年年底，日增油2t/d以上。,2006年姬源油田长2油层两种重复压裂工艺效果对

17、比表,2、控制缝高压裂技术应用效果,其它压裂酸化增产增注技术,实例：盐67-35井长2层,该井长2层初次压裂加砂5m3，试油：油45.4m3/d，水1.2m3/d。2008年产液0.5 m3/d，结垢严重。采用低粘酸压裂液小型压裂，重复压裂后日增油8t/d以上，累计增产1000t，有效地解决了垢物堵塞对油井产量的影响。,盐67-35井长2层测井图,盐67-35井长2层重复压裂施工曲线,其它压裂酸化增产增注技术,增稠剂为有机合成材料，清洁无残渣，降低了破胶液滞留伤害，较好的保护了油气层；温度90下具有良好的携砂能力；压裂液体系携带3-10%HCl,实现了酸化和压裂真正意义上的联作。,技术特点,（

18、三）酸性压裂液技术,酸冻胶压裂液体系是将一定浓度（3-10%）盐酸采用酸性增稠剂和交联剂经增稠和交联而成的冻胶压裂液。,其它压裂酸化增产增注技术,试验岩心10块，平均伤害率1.3%，部分岩心得到了改善。,岩心伤害评价试验,其它压裂酸化增产增注技术,2008年-2009年，共计进行了20口井的现场试验，主要层位为长2、延9层，其中采油四厂施工19口井，截止当年年底，累计增油4344.62t；采油三厂柳30-50井措施后，有效天数559天，截止09年底累计增油721t,继续有效。,现场应用效果,（五）酸性压裂液技术,2009年采油四厂酸性压裂液措施效果表,柳30-50井措施效果表,（五）酸性压裂液

19、技术,（四）裂缝深部暂堵酸化技术,技术原理,应用深度缓速酸和稠化水粘弹性冻胶暂堵液两种液体体系交替多级注入，实现对低渗储层中人工裂缝的综合处理，该工艺一方面可以提高压裂裂缝导流能力、解除裂缝壁面伤害；另一方面，在施工过程中，可以提高裂缝缝内施工压力，并产生压力脉冲，从而有可能造成微裂缝的开启，从而提高单井产能。,适用范围,针对低渗透储层水力油井压裂填砂裂缝堵塞,其它压裂酸化增产增注技术,该技术可以保持裂缝砂床不受破坏；该体系能够有效解除无机垢、有机垢，缓蚀效果明显；土酸酸岩反应速度降低5倍以上；利用酸不溶、水溶暂堵剂实现施工过程暂堵，提高缝内压力，使酸液对微裂缝产生作用；有效防止铁盐在储层造成

20、二次沉淀伤害，对于1.0浓度Fe3+，PH8不会产生沉淀；返排率高，降低水锁伤害，阻止粘土颗粒的膨胀和运移。,技术特点,其它压裂酸化增产增注技术,2008年在靖安油田、姬塬油田应用2口井，截至当年年底，措施后平均日增油2.01t，累计增油1062。58t。,表 2008年裂缝深度酸化效果表,应用效果,其它压裂酸化增产增注技术,（一）水平井机械隔离分段压裂（二）4小井眼分层压裂工具（三）电位法裂缝测试技术（四）缓释阻垢剂,五、低渗透油田增产配套技术,水平井由于能显著提高油气井单井产能和采收率，因而得到了迅速发展，但国内水平井缺乏配套、有效的增产改造技术，制约了水平井在低渗透油气藏中的应用，为此开

21、展了水平井增产工艺技术的研究，且取得多项成果。,水平井规模逐年加大,水平井机械隔离分段压裂,水平井机械隔离分段压裂技术主要是针对套管固井完井的水平井，采用可回收桥塞从井筒趾端开始，依次逐段完成井筒隔离、射孔、压裂、试油，直至完成全井段压裂。,1、机械桥塞分段压裂技术,水平井机械隔离分段压裂,机械隔离工具特点：,工具外径小（91mm),减小砂卡几率，安全、可靠、灵活。桥塞具有密封、锚定双重功能，简化管柱结构，最大可能 削减安全隐患。工具性能（50MPa以上）达到国际同类产品。配套的侧通滑套、双活门阀 使管柱建立循环通道，可循 环洗井，起下钻遇阻易处理。工具抗腐蚀性能好，完全满 足压裂、酸化需求。

22、,根据水平井压裂作业特点，自行研制开发了用于水平井压裂的筒隔离的机械桥塞及配套的投放与打捞工具。,工具性能参数,水平井机械隔离分段压裂,研发了配套工具并优化了管柱结构分段压裂桥塞管柱结构：死堵+桥塞+液压释放工具+油套连 通阀油管桥塞打捞管柱结构：J型回收工具+油管。,分段压裂工艺程序：先压裂最下段，然后下入可回收时机械桥塞进行隔离，再压裂上面层段，逐段压裂逐段隔离可依次压裂所有层段。,水平井机械隔离分段压裂,机械桥塞压裂应用情况,水平井机械隔离分段压裂,油层基本数据,施工基本参数,试油产量41.5m3，投产后日产液14.5m3，日产油10.4吨。,水平井机械隔离分段压裂,连续上提分段压裂技术

23、：利用封隔器隔离井筒，从水平井趾端开始，从下向上依次压裂各段。,2、连续上提分段压裂技术,水平井机械隔离分段压裂,连续分段压裂技术应用,XP1井射孔数据,射孔采用油管传输、液压引爆、重力定位工艺技术，通过现场应用，安全可靠，发射率为100。,水平井机械隔离分段压裂,XP1井压裂施工参数,水平井机械隔离分段压裂,封隔器、喷砂器、液压安全接头等工作良好。,水平井机械隔离分段压裂,该区块部分井日产量统计表,该区产量相对较高的5-36井组产量稳定在1.82t/d。薛平1井五段试油日产油32.1m3/d；投产初期日产油26-28 m3/d，含水5.0%，6月底日产液17.06 m3/d，日产油14.84

24、t/d，含水13.0%，增产效果明显。,水平井机械隔离分段压裂,技术特点,（二）4小井眼分层压裂工具,（1）工具结构简单，外径小（最大为93），减小了卡钻风险。（2）工具进液孔采用割缝防砂结构。结构简单，防砂可靠。（3）封隔器胶筒下端自由，坐封时径向膨胀，轴向缩短，顺应了胶筒的变形，有效地提高了胶筒的承压能力。（4）关键丝扣处设计了防松机构，降低了工具的松脱风险。（5）设计有强制解卡功能的防卡水力锚，消除了水力锚卡钻风险。,低渗透油田增产配套技术,封隔器性能参数,水力锚性能参数,导压喷砂器性能参数,安全接头性能参数,低渗透油田增产配套技术,原理：采用高精度电位观测系统，观测压裂前后地面电场的变

25、化，经过数据处理，可得到裂缝方位和长度等参数。,特点：应用范围广，可用于注水水线方向监测、剩余油分布等。,1、大地电位法原理及特点,（三）电位法裂缝测试技术,低渗透油田增产配套技术,测点的布置；正常场测试；注入工作液；异常场测试；重复测量，精度计算。,测试步骤：,现场测试装置图,施工及工作液要求：工作液中加2-3%KCL或NaCL，搅拌均匀；工作液量要求在50方以上。,2、现场测试工艺,低渗透油田增产配套技术,（1）压裂井：压裂裂缝方位、评价裂缝的不对称程度；（2）注水井：注水推进方向、平面波及范围；（3）调剖井：调剖前：确定注水推进方向、平面波及系数、平面吸水强度；调剖中：确定注水推进方向、

26、平面波及系数、平面吸水强度；结合第一阶段电位法测试结果，评价高渗透层或者大孔道改善程度：对设计进行及时调整，提出下步施建议；调剖后：运用上述方法在调剖施工结束后根据测试结果对施工效果预测；调剖施工结论及下步开发工作建议。,3、提供的解释成果,低渗透油田增产配套技术,在室内理论分析、仪器调试、试验的基础上，2008年，共计进行了4口井5层次的压裂裂缝现场测试，初步掌握了电位法裂缝测试技术,4、裂缝方位监测现场应用,低渗透油田增产配套技术,路4619井,结论：压裂过程中形成了一对称不等长裂缝，裂缝方位N33E和S33W。,低渗透油田增产配套技术,苏36-24-7井（第一层：山13层位）,视纯异常曲

27、线(内环-中环),视纯异常曲线(中环-外环),视纯异常环形图(内环-中环),视纯异常环形图(中环-外环),结论：裂缝不对称，裂缝方位N86E 和S34W。,低渗透油田增产配套技术,注入400m3调剖液调剖中视纯异常曲线异常幅度较调剖前要小的多，表现出注水更加均匀推进，吸水状况明显得到改善。,注入800m3调剖液调剖后视纯异常曲线异常幅度 较调剖中再次明显变大，表现出注水不均匀推进，认为启动其它层，吸水状况明显得到改善。,调剖前波及区域较大，未呈现单点突进趋势，扩散较均匀。结合地质静态资料和生产动态，认为该井层内动用程度较高，生产矛盾主要表现为纵向非均质性强。,调剖前平面吸水强度计算,西18-6

28、1井,5、裂缝测试评价调剖效果,低渗透油田增产配套技术,由于长庆油田老井结垢严重，常规防垢技术只能对井筒以上防垢，无法对缝内结垢进行预防。措施有效期短。,（四）缓释型阻垢剂,1、油田存在问题,低渗透油田增产配套技术,我院最研制的HZ系列缓释型防垢剂，是在压裂过程中随支撑剂加入裂缝，开采过程中依靠原油或地层水溶解缓慢释放防垢离子，达到缝内防垢的目的。,2、缓释阻垢剂,1、温度：4580；2、垢型：油田常见。,3、适用条件：,低渗透油田增产配套技术,综合防垢率大于85%,4、技术指标：,不同阻垢剂经高温处理后的阻垢率,低渗透油田增产配套技术,缓释时间大于180天。,5、技术指标：,不同产品在煤油中的溶解速率（模拟地层油流速度）,不同产品在煤油中的溶解速率（静态）,低渗透油田增产配套技术,汇报结束敬请各位领导、专家批评指正！,