《低渗油气藏水力压裂技术(复合压裂)》-精选·课件.ppt

粉陶和粗陶性能表 现场应用 油井24 口,气井19口; 最小压裂井段深度2471.5m、最大压裂井段深度4363.6m； 最小压裂厚度3.8m，最大18.8m，最大地层温度159℃； 最大施工排量6.2m3/min，施工平均砂比45.2%；最大加砂量87m3，最大阶段加砂比90%； 施工成功率96% ， 有效率90.7％ 。 复合与常规压裂效果对比表（油井） 24口油井平均单井日增液15.1m3/d，日增油8.9t/d，平均单井累增油2164.3 t，平均单井有效期410d(统计至2005年7月份中旬,6口井仍在有效期内)累增油51942.8t 复合压裂与常规压裂效果对比表 （气井） 取得了桥口、白庙深层凝析气藏压裂改造的突破 典型井: 桥76井储层参数: 层位沙三下 井段3919.4-3963.6m，厚度24.8m，7层 孔隙度8.7-12.6%，有效渗透率0.568md 含油饱和度25.8-46.5%，电测解释为气干层， 地层温度148℃ 压裂施工结束时裂缝内温度场模拟 降低聚合物的浓度，采用二次交联和复合破胶技术，优化压裂液配方，研究适合高携砂性能的变粘压裂液体系 10-13 有 0.5不可调 OCB-Ⅲ 11-14 无 2-8可调 OCB-Ⅱ 11-14 无 2-10可调 OCB-Ⅰ pH范围 剪切降解 交联时间（min） 交联剂的类型 交联性能表 变粘压裂液流变曲线 前置冻胶液：340-180mpa.s ；携砂液：240－100mpa.s 二次交联 延迟交联 压裂液的二次交联性能实验曲线 复合降滤 1#降滤剂 2#降滤剂 基质滤失 裂缝滤失 未加降滤失剂 固体降滤失剂 固体+液体降滤失剂 不同降滤措施下滤失系数 a：没加破胶剂交联冻胶 b：加入3/万胶囊破胶剂 c：加入2/万APS+2/万双氧水 复合破胶实验 胶囊破胶 快速破胶 压裂井返出液的PH值和粘度 压裂液表面活性优选 注：蒸馏水的表面张力为：72mN/m 在压裂液加入4／万FC－3B表面活性剂 压裂液聚合物浓度对铺砂层的伤害试验 胍胶浓度增大，对导流能力的伤害也加大，胍胶浓度由0.4％增加到0.5％，导流能力下降11.3％ 压裂液用量对导流能力的影响 C：支撑剂优选 20/40目（0.45-0.90mm) 支撑剂物性评价 15.3（80MPa） 4.33 3.62 7.78 破碎率(86Mpa) 根据以上实验数据选用支撑剂： 粉砂(70/100目) 7#； 中陶（20-40目）5#； 粗陶(12/20目) 9#。 高闭合压力（大于30MPa），分段放置的支撑剂的导流能力最大，另两种导流能力接近。支撑剂的目数不同，与其他结果不同。 12/20目的粗陶粒支撑缝口的作用，70/100目的粉陶支撑缝端支撑微裂缝起防，20/40目支撑剂放在中间支撑。 三种组合随中间组分比例的增加导流能力逐渐增大，闭合压力增大，差距减小，原因是支撑剂被压碎后，其孔隙通道被残渣堵塞，粒径不同所造成的影响变小，三种支撑剂的比例在1：3：1导流能力最大。 20/40目支撑剂的粒径较大，导流能力较高，比例增加导流能力有所增加。闭合压力增加，优势逐渐减小。原因是支撑剂的破碎造成的。20/40目与70/100目3：1组合有较高的导流能力又能起到防砂的作用。 不同铺砂浓度导流能力实验 铺砂浓度大于10Kg/m2 应用了粉陶0.09-0.224mm（70/100目）支撑剂支撑微裂缝，扩大泄流面积。 中陶粗陶高铺砂浓度支撑，提高主裂缝的导流能力。 D.高砂比 平均砂比40% 最高阶段砂比：90% E.变排量 由低到高,高到低 F.快速放喷 时机、速度 控制裂缝支撑剖面 放喷时机、放喷速度 减少压裂液对地层伤害 利用余压，返排出 尽量多的压裂液 传统返排的缺陷 2000 米动液面是个拐点，在2000 米以上时，裂缝导流能力下降较快，大于2000米后，下降趋势趋于平缓。因此，对压后自喷排液的井，开始时一定要控制流量。 工艺演示 应用情况 150 5.2 26.2 1.5 2688.5-3155.8 7 常规 307 9.0 45.6 4.4 2704.8-3159.2 8 复合 马厂 200 6.5 25.6 1.6 2425.6-3502.3 6 常规 546 8.14 45.2 4.6 2446.5-4001.1 9 复合 桥口 平均 有效期 (d) 平均单井 日增油 (t/d) 平均 砂比 (%) 加砂 强度 (m3/m) 井 深 (m) 压裂井层(层) 工艺 油区 应用效果 166 0.46 25.5 3