区域压裂总结-医学ppt课件

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1、大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术吉林石油集团有限责任公司井下作业工程公司汇报人：大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术目录（一）压裂液的研究（二）支撑剂的筛选（三）井下管柱和地面管汇选择（四）压裂施工工艺改进一、概述二、研究内容三、项目实验施工效果分析四、几点认识大情字井地区位于松辽盆地南部中央凹陷区长岭凹陷南部，是典型的断块油田。主要开发目的层为姚家组一段（葡萄花油层）和青山口组一二三段（高台子油层），井深1990-2500米，低孔低渗低产能，油藏温度高，破裂压力一般较低。储层裂缝发育，属裂缝型储层。大情字井地区是复杂的低渗油藏，具有多层系，低渗，井深等特点。在勘探开发过程中需要进行压裂改造，这

2、个区块是我油田增储上产的重要区块，压裂开发质量及进度直接影响到本区块的产能建设。大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术一、概述：开发初期施工成率比较低，1—6月共压裂施工21口24层井，其中不成功井7口，包括砂堵4口井，脱砂3口井。成功率低的主要原因为：①储层微裂缝发育，根据15口井的岩心观察，青一、二段裂缝密度分别为0.213条/米、0.159条/米，裂缝缝面平行，光滑，无充填物。压裂施工时多条小裂缝同时扩展，压裂液滤失增加而导致净压力升高，裂缝内支撑剂浓度增加而早期脱砂。②油层埋藏深，油藏温度高，压裂液不稳定。在大情字井地区压裂施工，减少压裂液的滤失，提高压裂施工压力，增加压裂液的稳定性，提

3、高压裂施工的成功率成为急待解决的问题。大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术一、概述：为了解决大情字井地区压裂施工中压裂液滤失速度快、破裂压力低、地层温度高等导致的施工成功率低和增产效果较差的问题，我们有针对性的采用以下方法加以解决：大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：（一）、压裂液研究：1、采用有机硼交联剂，提高压裂液胶联效果。压裂施工采用有机硼交联剂，具有耐高温和易破胶等特点，克服了无机硼交联剂压裂液瞬间交联（小于15秒），施工摩阻高，耐温能力差等不足。也弥补了有机金属交联压裂液破胶困难，对支撑裂缝导流能力损害严重和对机械剪切较敏感，粘弹性难以恢复等缺点。二、研究内容：大情字井裂缝性

4、油藏压裂工艺技术同时提高了压裂液粘度，降低压裂液的滤失。现在国内有机硼交联剂的种类很多，我们对国内现有的几种有机硼交联剂性能进行了测定，其结果见表1所示，压裂液选择DCB-2有机硼作为胶联剂。大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：交联剂性能比较表（表1）性能DCB-2安徽C-150山东吉林延迟交联时间1-12min不明显1-6min耐温能力70-150℃70-130℃70-110℃流变性能320mps(150℃,120min)190mps(125℃,120min)333mps(100℃,60min)滤失性能6.42*10-4m/min-27.24*10-4m/min-26.82*1

5、0-4m/min-2大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：2、提高稠化剂粘度，降低压裂液滤失速度。同时采用经过筛选的胍胶，降低其中水不溶物的含量，减少残渣对裂缝的堵塞。稠化剂是压裂液中最主要的添加剂，羟丙级胍胶以其优良的性能成为各油田压裂的首选。我们在原有配方的基础上，筛选和增加胍胶的使用浓度，压裂液粘度得到提高，携砂能力加强，滤失性降低。确定胍胶的浓度为0.5%~0.6%。大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：3、加强破胶效果，减少压裂液在地层孔隙中的滞留。在压裂施工后为了减少压裂液对储层的损害，压裂液必须彻底破胶并尽快返排。加砂后期锥形尾追水化剂3—5Kg，增加破胶剂的浓

6、度，有利于清除支撑裂缝及滤饼中的残胶，尽可能的减少压裂液对支撑裂缝导流能力的损害。最后选用过硫酸铵作为压裂液的破胶剂。大情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：最后，我们对新的压裂液配方进行试验评价，其各项指标见表2。压裂液性能指标（表2）序号性能指标1基液粘度(25℃.170s-1)75.0mpa.s2耐温耐剪切性能t(min):3152030405060T(℃):80120120120120120120n(mpa.s):4502363542191871741163破胶性能(1202h)水化液粘度为5mpa.s4流变性N=0.38K=6.65滤失系数8.2×10-4m/min1/2大

7、情字井裂缝性油藏压裂工艺技术二、研究内容：㈡、支撑剂的筛选由于油气藏埋藏深度不同，其闭合压力也不同，所需支撑剂类型也不一样。吉林油田普遍使用的支撑剂是天然石英砂和陶粒，通过对比，通辽石英砂和郑州龙腾陶粒性能比较优良，成为大情字井地区压裂首选支撑剂（见表3、4）。由于大情字井区块情况复杂，井深（1900~2500米）和闭合压力（低于40Mpa）变化范围大。青一段、青二段、青三段、姚一段的最小主应力各不相同（最小主应力梯度分别为0.17