文南油田历年压裂工艺技术及效果回顾.doc

一、文南油田历年压裂工艺技术及效果回顾 文南油田早期的压裂工作，由于受压裂设备、压裂液、压裂工艺技术条件的限制，压裂方式比较简单，一般采用油套合注的压裂方式，压裂规模比较小，一般加砂强度小于1m3/m，随着油田开发的不断深入，地层能量下降，油井含水上升，油水关系复杂，开发难度越来越大，压裂工作的难度也越来越大，随着压裂工艺技术的不断成熟和完善，压裂液性能越来越稳定，压裂工艺技术也能满足不同类型油井压裂的需要。 统计我厂1990-2001年油井压裂情况，可以发现，95年至97年三年期间，油井水力压裂开展得比较少，增油效果不尽人意。98至99年主要是补孔后压裂，以及在文88块复杂高压低渗透区块整体压裂改造，并与廊坊分院合作，开展大高砂比大规模压裂施工，效果明显，压裂井次和增油量也显著提高，而在其他区块压裂井次和认识较少，导致2000年施工井次和增油量大幅度滑坡。2001-2001年压裂效果大幅度提高，超过98、99年压裂水平， 1990-2002年压裂效果对比 年 份 次 有效率% 累增液量/104t 累增油量/104t 单井增油t 1990 21 10 47.6 0.5231 523 1991 19 11 57.9 0.775 705 1992 21 12 57.1 2.0505 1709 1993 42 25 59.5 2.0253 810 1994 12 12 100.0 1.3373 1114 1995 6 4 66.7 0.4357 1089 1996 6 5 83.3 0.1518 304 1997 8 8 100.0 0.4512 564 1998 24 22 91.7 2.2615 1.7858 744 1999 23 22 95.7 2.0096 1.4011 609 2000 11 10 90.9 0.4027 0.2756 276 2001 43 38 88.4 4.867 2.1470 499 2002年1-10月份，全厂共实施压裂54井次，其中老井压裂39井次，有效34井次，有效率87.2%，累积增油16780t，平均单井累增油430.2t；新井压裂15井次，有效13井次，有效率86.7%，累积增油9931t，平均单井累增油662t，取得了较好的压裂效果。 二、近几年压裂工艺技术进步 由于文南油田是一个典型的深层、高压、低渗透、复杂断块油气藏。油层埋藏深，一般在2210-3800m之间，平均埋藏深度 3100m；油层平均压力高，原始地层压力32-65.4Mpa，大部分油井破裂压力在50-70Mpa之间，油藏初期产量高，地层压力下降比较快，弹性产率低；渗透率低，空气渗透率4.3-208×103um2，平均空气渗透率为：25×103um2，注水井启动压力高，注水困难，储层连通程度差；断层比较发育，小断层较多，油井连通率差，断块较小，注水开发比较困难。这些地质特征决定了文南油田有相当比例的油井，无法注水开发，只能依靠弹性能量开采，因此压裂改造在油田生产中占有重要的作用，是一相有效的进攻性措施，在措施产量中占有比较大的比重。 早期的压裂工作，由于受到设备、压裂液、工艺技术的限制，压裂方式比较简单，大部分采用油套混注方式，压裂加砂强度比较小，一般小于1m3/m，压裂规模比较小，一般单井加砂量小于20m3，随着油田开发的深入，地层能量下降，井况和油水关系复杂，这些客观条件对压裂工艺技术提出了更高的要求。 近三年来，针对文南油田深层、高压、低渗的地质特点，我们把工作重点放在了搞清压裂油井区域构造、储层物性、油水井对应关系、生产历史、井况等资料的基础上，根据每口井的储层物性特征，选择恰当的水力压裂模型，计算出不同缝长所需要的压裂液总量；根据储层及流体特征，优选合适的压裂液和支撑剂；优化出施工中恰当的泵注参数，优选加砂浓度和加砂程序；优化支撑剂的泵注程序，解出最大支撑缝长，得出最优化的裂缝支撑形态；然后对不同缝长的设计方案进行计算，完成总的经济评价，从中选出投入最少、收益最大的设计方案，即为最优化的设计方案。然后在施工中优选适合文南油田的压裂液体系，采用分段破胶、快速返排工艺，减少对地层的伤害；强化施工监督力度，确保施工严格按设计执行；加强压后管理，保证最佳的压裂效果。 1、压裂方式的选择 每种压裂方式都有自身的优缺点，对于一口压裂井来说，根据井的具体情况选择合适的压裂方式是一项重要的工作，只有选择恰当的压裂方式，才能发挥出井的最大潜能，达到最佳的压裂效果。一般对于新投产的油井来说，由于井况比较好，射孔井段比较单一，一般采取油套合注的压裂方式，这样可以达到较大的泵注排量，减小地面泵注压力；对于老井压裂，如果压裂目的层上部或下部有层分布，一般采取下部填砂保护，上部采