压裂工艺技术在油田应用课件.ppt

水力压裂技术 压前图片 压后图片 压前陶粒砂 压后陶粒砂 完全固结 2 70 大面积固结 2 65 同 上 2 60 微固结，部分可分散 2 55 无固结 2 50 无固结 2 40 无固结 2 20 树 脂 包衣砂 现 象 时间 （h） 试验温度（℃ ） 样 品 不同温度下树脂砂固结情况(实验介质：水) 防砂压裂 其他压裂工艺技术 支撑开张微裂缝 屏蔽暂堵与转向压裂 对于老井常规螺旋射孔井，如果能够对垂直于最小地应力方向上的射孔孔眼和老裂缝实行有效封堵，使井底压力升高，则可以在同层中通过偏移于最小地应力方向上的射孔孔眼来产生新的裂缝。 裂缝转向机理研究 ←室内试验结论： 水平地应力差值越小， 压裂液粘度越大， 施工排量越高， 裂缝转向半径越大 其他压裂工艺技术 屏蔽暂堵与转向压裂 对于多薄层合压,完善产出剖面；在同层堵老缝，新裂缝原有裂缝发生转向，形成新缝泄油面积区；微裂缝发育条件下的压裂，减少滤失、提高液体效率,提高作业成功率; 根据储层认识,通过实验和方案设计模拟计算确定用量。实现转向和多裂缝. 进一步提高剩余油的采收率. 分两种：油溶性和水溶性 其他压裂工艺技术 近底水油层压裂 方法一、通过注入化学剂反应后在近底水带形成有效隔板，抑制底水上升。分别在陆梁等区块实施7井次取得初步认识和效果。 方法二、防水型特殊支撑剂加砂压裂工艺。 水侵入后起到遮挡作用 其他压裂工艺技术 水平井分段压裂 分段压裂工艺技术上取得突破，并与水平井压裂油藏工程的系统结合，才能发挥分段压裂水平井在低渗透油田开发中的优势。 需解决 水平井压裂裂缝优化配置技术 分段压裂管柱及配套工具 水平井压裂设计与模拟 压裂液全悬浮技术及均衡破胶技术 横向垂直裂缝 轴向垂直裂缝 其他压裂工艺技术 * * 压裂液耐温抗剪切性能评价实验 QJ压裂液系列配方在不同温度下的粘度保持率较高，满足标准（剪切速率为170s-1，剪切3600秒后粘度大于等于30 mPa.s）。 压裂液技术 ——表面活性剂（清洁）压裂液 压裂液性能 破胶性能：90摄氏度下破胶液粘度为4.34mpa.S 滤失性：该压裂液滤失系数为1.7×10-3m/√min。 沉砂实验：压裂液的静态悬砂半衰期为35分钟. 流变性： 应用实例 在准噶尔盆地边缘夏子街油区的气井施工两井次，准噶尔盆地西北缘五三东油田施工一井次夏子街X2703气井，使用表面活性剂压裂液作业一次成功，加砂20方。由于该井的地层压力系数很低（仅为0.76左右），液体的返排很困难，采取后压风气举，由压前的不出增加到日产气1.6万方，日产凝析油10吨。目前现场应用超过100井次。 聚合物压裂液体系 该技术是采用很低含量的人工合成聚合物为增稠剂，通过经特殊工艺合成的交联剂交联而成的水基冻胶压裂液体系。由于增稠剂为人工合成所得，不象植物胶那样含有水不溶物，聚合物在压裂液原液中完全溶解，不含有固相成分，因此，也象表面活性剂压裂液一样在裂缝中不形成滤饼。破胶后不含有任何残渣，对地层的伤害也非常小。由于聚合物分子量较大，形成的冻胶较比常规聚合物携砂性能好。 聚合物压裂液性能 破胶性能：6—8小时完全破胶破胶水化后压裂液残液的粘度《5mpa.S，残渣含量〈0.08% 滤失性能： 沉砂实验： 流变性： 应用实例 该压裂液目前已应用1230余井次，最高施工温度为120℃，尤其在准噶尔盆地彩南油田的20余井次施工中收到了良好的增产效果，与常规植物胶压裂液相比单井日增产量在2吨以上。 以上压裂液具有以下特点： 1)耐高温能力强，可以满足高温深井压裂的需要； 2)摩阻低，为有效利用压裂设备的动力提供了保障； 3)伤害小，完全适合深井致密油层改造的需要； 4)破胶彻底，进一步减少了压裂液对地层的伤害； 5)快速返排技术的应用将压裂液对地层的伤害降至最低； 6)油基压裂液能有效的提高低压、水敏油层的改造效果： 7）表面活性剂压裂液是目前对地层伤害最小的压裂液体系。 （超）深井压裂管柱设计 2 7/8（UP） TBG 3 1/2（UP） TBG 7″套管（薄壁） 51/2″套管 人工井底 油层 油层 7″套管 特点：管柱结构简单，施工操作方便，由于油套环空相连，压裂时油管安全性能好，而套管承受高压，因此，对套管强度、固井质量和井口承压要求高。 适用条件：套管强度高、固井质量好的低地层破裂压力井。 光油管压裂管柱 特点：管柱结构较复杂（单、双封隔器），施工要求高。由于油、套不通，压裂时油管受力状况复杂， 因此，对油管结构强度和封隔器性能要求高。注意防止砂卡，不能循环洗井。 适用条件：适用于分层压裂井；中深井、较高地层破裂压力井。 封