水力压裂工艺技术研究及应用

2014-08-15都占海中国石油伊拉克公司北京100724

化工管理 2014年14期

都占海(中国石油伊拉克公司北京100724)

前言

A油田处于开发中后期,存在着大量的低渗透油田.主要分布在：大洼中生界潜三，储量222万吨，采出程度6.5%；兴S3，储量590万吨，采出程度6%；冷161块，储量230万吨，采出程度1.2%；欧利坨，558万吨，采出程度1.7%；驾26块，储量83万吨，采出程度0.8%。上述储量属于典型的低渗油田，砂体分布范围小，油层连续性差、渗透率低、孔隙度小并具有非达西型的渗流特征，压前虽能生产，但产能低以及维持时间短；此外上述储量不同程度又是低压油藏，开发过程必须注水以保持地层能量，但对于低渗油田，注水开发效果差，油藏得不到经济高效开发。

水力压裂技术是低渗油藏提高单井产量和开发效益的关键技术之一。采取水力压裂技术，可使低渗储层形成具有高导流能力、有足够长度的水力裂缝，将储层中流体的渗流方式由压前的径向流变为双线性流，增强地层导油能力，增大泄油面积，提高地层渗透率，进而提高原油采收率，实现显著的增产效果。

一、水力压裂技术原理及优化设计

利用地面高压泵组，以大大超过地层吸收能力的排量将压裂液注入井中，随即在井底起高压；当压力超过井壁附近地应力及岩石的抗张强度即地层的破裂压力后，在井底附近地层中产生裂缝。继续将带有支撑剂的携砂液注入缝中，前延伸并在地层中形成足够长的、有一定宽度及高度的填砂裂缝。它具有很高的渗滤能力，使油气流入井。

根据低渗油田油藏特征和施工工艺的要求，通过稠化剂、交联剂、破胶剂、防膨剂、助排剂等室内筛选及压裂液滤失性能、动态伤害评价实验，在地温55-90℃选用低伤害无机交联羟丙基瓜胶中温压裂液；在地温90-120℃的地层选用高温压裂液，该压裂液以无机交联为主、有机交联为辅，在黏弹性、储能模量、携砂性等方面性能显著，在有效时间内破胶更为彻底。

根据不同地层的闭合压力选取支撑剂，如在井深2500米以下的压裂层采用粒径为0.45-0.9mm的大明中密陶粒，在井深2500米以上的压裂层采用粒径为0.45-0.9mm的大明高密陶粒。该中高密陶粒具有抗压高、破碎率低、圆球度好、粒径均匀和导流能力高的特点。

二、压裂投产实例

新井压裂欧48-26-26井和欧37-69-30井，主要分布在欧48块和欧37块。欧48-26-26井压后自喷生产，7毫米油嘴日产油100吨，日产气10000方，目前4毫米油嘴日产油50吨，日产气5000方，该井的成功压裂和增油效果显著，显示了大型水力压裂在欧48块良好的应用前景。效果好的原因是油层压力较高，地层资料地质和测井解释正确，油层改造规模适当，措施效果显著。

欧37-69-30井加砂100方，入井压裂液流体796方，加砂强度达到2.65方/米，压后日产油量由措施前的5.7吨猛增至65吨，一举甩掉了抽油机，实现自喷，结束了欧31块压裂井无自喷井的历史，目前该井自喷生产8毫米油嘴日产油28吨，日产气2200方，日产水1.2方，措施增产效果极为显著。

压裂泵注前置液200方，加入陶粒100方。砂比达到32%，加砂强度达到2.65方/米，压裂施工取得一次成功。压后一直自喷生产。该井压裂规模和技术指标，均大大超过同区块历史记录，平均砂比提高了6个百分点，加砂强度提高2倍，而前置液占入井液总量百分比则降低了14个百分点。

三、油田整体实施情况

在低渗区块为寻求产能和压裂效果突破而开展的以提高压裂施工规模和压裂效果为主导思想的大型水力压裂加砂实验，在油田首次实现在中深井压裂加砂规模分别达到100方和70方，施工均一次性获得成功且获得极为显著的增油效果，开创了复杂小断块油田小井距油井低孔低渗低压储层压裂规模和效果的先河，目前两口井全部自喷生产，日增油能力达到45吨，增气2000方，已累计增油3410吨，增气300千方

2010年1月1日至2013年12月31日，大型水力压裂工艺技术累计施工17口井18井次，累计使用资金1038.9767万元，累计增油8682.2吨，累计增气1784.8千方，其中新井压裂8口，累计增油3995.2吨，增气901.7千方；老井压裂10口，累计增油4687吨，累计增气883.1千方。目前17口压裂措施井日增油水平为100吨，日增气16千方，增产效果显著，在此强劲增油态势基础上有望在三个月内完成并超过去年全年的增油量，成为今年压裂工作的一大亮点，标志着我厂在改造低渗区块的压裂增油方面取得重大突破，为明年的压裂工作指明了思路。