2008增产措施方面收获总结和科研新成果讨论 [复制链接]

对长庆油田而言，增产措施针对不同区块有很大的差别，油层较深的井采用前置酸+陶粒压裂，效果不错。油层较浅的井。主要还是暂堵缝内转向重复压裂为主，尽量在注水没有波及的区域形成新的裂缝，提高单井产量。对新井主要采用大规模前置酸压裂来提高产量。目前很多新工艺，如生物酶压裂、胶束压裂，高清洁压裂液等使用效果都比较好，都是考虑成本的原因，老金措施使用的不是很多。难以大规模推广啊。
希望各位指点！

酸化方面，随着油田开发进入中后期，地层能量逐年递减，酸化后残酸的返排不出来造成二次污染，成为制约酸化效果的一大原因，今年采用负压返排技术，提高了残酸返排率，有效地防止了残酸对地层的二次污染，使酸化效果有一定的提高。
压裂方面，干了几口水平井，虽然增产效果不佳，但毕竟积累了经验，为以后的工作提供了实践基础；另外对酸压加砂实验了几口井，改进了交联剂受盐酸质量影响较大的问题。

对重复压裂的研究：
重复压裂机理
重复压裂油井中地层应力分布是影响水力裂缝产生的主要因素。因此，研究重复压裂井井眼附近的应力分布状况至关重要，以便确定在重复压裂过程中裂缝是否重定向。对于重复压裂井而言，由于存在初次支撑裂缝和天然裂缝的应力场分布以及生产活动引起的孔隙压力变化，从而导致了井眼附近应力的变化，产生了诱导应力场，在两个水平主应力方向上均附加诱导应力。最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力，该应力垂直于初始支撑裂缝，而最小诱导应力平行于初始支撑裂缝。在近井筒附近，新裂缝将在应力最弱点开始启裂，如果在井筒和初始裂缝周围，两个水平主应力相等椭圆形区域内，原最小水平主应力与最大诱导应力之和大于原最大水平主应力与最小诱导应力之和，则在重复压裂时，二次裂缝将重新定向，裂缝启裂的方位将垂直于初次裂缝方位。即产生新裂缝的条件为:
σ'max+σmin>σ'min+σmax
式中σ'max———最大诱导应力;
σ'min———最小诱导应力;
σmax———原应力场最大水平主应力;
σmin———原应力场最小水平主应力。
随着裂缝向远离井筒方向不断延伸，诱导应力场的影响逐渐减小，在两个水平主应力相等椭圆形区域外，向初始裂缝方向旋转。但是由于裂缝生长的惯性作用，裂缝沿重定向方向仍将延伸一段距离，最终裂缝沿初始裂缝方向延伸。以上表示了一个裂缝重定向的理想情况，然而，重复压裂处理是否会产生重定向，取决于许多因素，包括原始地应力、天然裂缝、储层的渗透率以及油井生产变化等情况，所以井眼附近应力场分布十分复杂。
重复压裂方式
根据国内外的重复压裂实践可知，重复压裂主要有以下三种方式。
(1)继续延伸原有裂缝。在油田开发过程中，由于压力、温度等环境条件的改变，必然引起油井产量的下降。例如，结蜡结垢堵塞原有裂缝，或者原有裂缝闭合。这类井需要加砂重新撑开原有裂缝，穿透堵塞带就可以获得不同程度的效果。另外，压裂改造规模不够，或者支撑裂缝短，或者裂缝导流能力低，这类井必须加大压裂规模继续延伸原有裂缝，或者提高砂量以增加裂缝导流能力。这是目前最通常的重复压裂概念。为了获得较长的增产有效期，必须优化设计重复压裂规模。
(2)层内压出新裂缝。由于厚油藏在纵向上的非均质性，油藏内见效程度不同，层内矛盾突出而影响开发效果。可以通过补射非主力油藏或对非均质厚油藏重复压裂、或者压裂同井新层等措施改善出油剖面，从而取得好的压裂效果。
(3)改向重复压裂。油田的低渗透层已处于高含水期，原有裂缝控制的原油产量已接近全部采出，裂缝成了水的主要通道，但某些井在现有采出条件下尚控制有一定的剩余可采储量。这时如果采取延伸原有裂缝的常规重复压裂肯定不会有好的效果。最好的办法是将原有裂缝堵死，重新压裂，在与原有裂缝呈一定角度方向上造新缝，这样既可堵水，又可增加采油量。即研究了一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，当堵剂泵入井内后有选择性地进入并封堵原有裂缝，但不能渗入地层孔隙而堵塞岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼，然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位(最佳方位是垂直于原有裂缝的方位)重新定向射孔，以保证重复压裂时使裂缝改向，也即形成新的裂缝，从而采出最小主应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。
原有压裂裂缝失效原因
主要有两方面:①即各种原因引起的裂缝及其附近地层堵塞，②原有裂缝在油田开发过程中闭合。
(1)化学结垢和沉积引起堵塞。地层水中存在结垢离子，如Ca2+，HCO3-等，在油井生产过程中由于压力降低而结垢。另外，地层水与产出水或不同产出水间成垢离子相互作用，或下降脱气要产生BaSO4，CaSO4，SrSO4等垢。
(2)微粒运移引起堵塞。泥质胶结储层中，粘土多呈薄片堆积于孔隙中。注入水等外来水改变了地层水的矿化度，pH值变化可能会破坏地层水中存在的阳离子同粘土片表面的负电荷作用保持电中性的平衡，或者由于阳离子集中造成粘土片分散。另外，亲水地层可能在砂粒附近不运移的束缚水中含微粒，若水侵入移动水相，则这些微粒即分散而参加运移。微粒运移最终导致颗粒桥堵孔隙喉道，降低地层的渗透率。
(3)压裂裂缝闭合。大部分井都是经过压裂投产的，随着油田开采，地层压力降低，围岩对裂缝的应力增大，裂缝中支撑砂承受的压力增加，当超过砂的破裂强度时，产生破碎，或者支撑剂在长期承压下产生日益严重的变形，从而使裂缝的有效缝宽变小，降低了裂缝导流能力，油井产量下降。
以上诸因素并不是孤立产生影响的，而是综合作用的结果。由于油层本身的特性，在不同的井层起主导作用的因素不同，选井评层时要具体分析。
重复压裂的最佳时机
重复压裂时机是重复压裂成败的关键之一，重复压裂过早，上次压裂增产期没有充分发挥完，影响压裂效果及效益；若重复压裂过迟，则不能及时接替增产，损失了应得的增产量。为了确定重复压裂的最佳时间，需要考虑裂缝暂堵之前的长度和当时的孔隙压力分布。复压井层压力系数为0.8～1.1时，是获得复压效果的最佳区间。试验表明：重复压裂的间隔时间越长，裂缝暂堵之前的长度越长。几年后虽然孔隙压力继续下降，但裂缝暂堵之前的长度增长却很缓慢。重复压裂的最佳时机是此时裂缝长度可以达到很长或裂缝将延伸到的区域孔隙压力仍很多，当地层应力分布及油藏特性诸如孔隙度、渗透率、地应力等控制压力分布的因素已知时，可以确定重复压裂的最佳时机。当地应力大小不能精确确定时，仍可利用应力分布较好地估计重复压裂最优时机。
此外，复压前后无注水的支持，地层压力低，会出现复压后减产或复压有效期短的现象，而地层压力过高将会造成裂缝将会沿着缝高的方向延伸、施工加砂难度增大最终影响压裂施工和油藏开发效果。根据有关油田低渗透油藏重复压裂井效果的研究分析，结合统计规律可知，当复压层的压力系数为0.75～1.15时，是获得复压效果的最佳区间，落入这一最佳区间内，且有注水井支持，处于有利的复压时机。

回19楼的朋友：
目前我们这里只换活塞的检泵必须符合几个条件
1.功图反映是游动凡尔漏失井。
2.施工周期不长，油管在活塞起出后试压合格。
3.活塞经地面测量，磨损不大（应在5-7丝），达到一定的标准

我们这里水平井充填防砂工艺实施了一年多了，套管内充填以及滤砂管完井的管外充填都实施过，前前后后好几十口井了，效果有好有坏，不过觉得还是充填效果问题有待评价，没有相关的软件模拟，不过效果还不错

1、机械分层改造压裂钻具+连续混配工艺。保证每层段层得到充分改造；不动管柱，作业安全，缩短压裂作业周期，压裂液浸泡地层的时间短。连续混配作业供液连续，节约液体，可以使配好的胍胶基液最大程度的充分使用；压裂液进入地层水化好，利于自然喷通；大大缩短压裂前期准备周期，减小因天气、液体腐败变质对施工影响；降低了单井压裂施工成本。但Y241封隔器分层压裂时，喷砂滑套不能保证每次都能打开，如果出现异常情况，Y241封隔器钻具无法起钻，对压裂施工要求高；连续混配工艺由于液体是现配现用，溶胀时间短，胍胶粘度处于溶胀期，PH值变化较大，无法很好掌握交联变化情况，交联胍胶携砂液进入底层后有少许脱砂现象，使得压裂中工作压力出现波动较大。
总体来看通过连续混配+压裂联作工艺在苏里格气田压裂施工的80口井150余层压后均可以自然喷通，无阻流量约3-5×104m3/d左右，达到了较好的改造效果。
2、苏里格周边区域的底水发育气层和气水混合层，施工多采用段赛+小排量（2.4m3/min）和底部沉砂+变排量（ 1.6-2.6m3/min）控水工艺，改造规模：陶粒10-20m3之间。通过与常规压裂效果分析对比，底部沉砂+变排量工艺对与底水发育气层及气水层改造能起到很好的抑水作用且能够起到沟通有效气层空隙的效果。
3、通过采取强制裂缝闭合、控制压裂液水化、控制加砂程序、优选支撑剂、延长关井时间（30min）等措施，在2008年7~8月压裂施工的121井次，有效地控制了支撑剂的回流量。通过9~10两个月压裂施工的283口井的统计发现：50.3%的井没有发生支撑剂回流。延长了油井的生产周期，提高了单井控制面积的采收率。有效防止了大部分射孔孔眼被掩埋，节省了冲砂、检泵和维修作业费用。

我单位正在大力研究水力喷射压裂、射孔技术。

1、储层保护液方面    
     在低压油、气井作业储层保护液方面取得新的进展，有效降低了漏失造成的地层污染，满足低压油气藏修井所需要的低密度、低伤害储层保护液。特点是：微泡沫，泡膜强度高，抗盐性能优（满足3.5%Nacl盐水），稳定性好。
   现已试验应用6口井，5天的作业周期泡沫损失量小于15%，入井后静止状态下24小时补充量小于2%，常温密闭30天析水小于2%.
      因项目待验收，验收后再传上来
2、自由段套管堵漏方面
  完成了低温高固化强度堵漏剂的研究，满足10°---30°井温段堵漏修复套管漏失，提高了低温自由段套管堵漏的成功率，弥补了套管补贴后需要改变下井工具的现状，形成了与套管补贴技术互补的技术。
  六月份现场试验以来，完成浅层自由段套管堵漏井21口。其中井深128m—550m纯土层段的5口井堵漏一次成功率达到了60%。土层段的堵漏工艺技术是目前最大的难题，正在着力思考、试验解决方法。

（1）二氧化碳注气开发提高采收率的到了进一步的收获；
（2）分析了气体泡沫的暂堵效果和适应性，项目目前正在进行；
（3）化学驱中的乳化有了初步进展

机械封隔分段压裂和水力喷砂压裂工艺，砂塞预堵和塑料球选压分段压裂工艺为玉门油田立下汗马功劳