二氧化碳压裂增产技术在低渗透油田的尝试

第12卷第6期特种油气藏Vol 112No 16

2005年12月Special Oil and Gas Reservoirs Dec 12005

文章编号:1006-6535(2005)06-0085-03

二氧化碳压裂增产技术在低渗透油田的尝试

潘晓梅1, 沈文刚2

(11大庆石油学校, 黑龙江 大庆 163514; 21中油辽河油田分公司, 辽宁 盘锦 124010) 摘要:本文介绍了二氧化碳压裂增产技术的基本原理及其特点, 分析了永乐油田葡萄花油层前期3口试验井压裂效果, 为低产低渗透油田的增产改造技术探索了新途径。近年来, 新兴的CO 2压裂技术在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头, 2004年, 在永乐油田葡萄花油层试验了3口井, 见到较好效果。

关键词:低渗透油田; 二氧化碳; 压裂; 技术中图分类号:TE35713 文献标识码:A

前 言

大庆油田采油八厂葡萄花油藏属低渗透油田, 增产的主要措施是压裂改造。随着油田开发时间的延长, 选井、选层越来越困难, 现有工艺增产效果变差, 有些井甚至收不回成本, 因此急需研究探索新的工艺措施, 为低渗透油层的增产改造提供技术保证

[1]

CO 2压裂液是由液态C O 2、原胶液和各种化学

添加剂组成的混合液。该混合液向井下注入过程中温度逐渐升高, C O 2开始汽化, 形成气液两相混合液(C O 2为气相, 原胶液为液相) , 其携砂性能取决于气泡稠密密封结构, 在该结构中, 各个气泡都影响其它气泡的流动性, 从而使泡沫具有粘度, 因而具备压裂液的特性。分析CO 2特性及其增产机理, 主要表现在以下几方面:

(1) CO 2泡沫压裂液具有低滤失性, 能够抑制水基压裂液对地层粘土产生的膨胀作用, 同时水基压裂液用量大幅度减少, 能够降低压裂液对地层的污染, 减少对地层的损害。

(2) 具有较强的返排能力。CO 2泡沫界面张力是清水的20%~30%, 且在地层内汽化后膨胀, 增加了压裂液返排能量。

(3) 具有解堵和抑制粘土膨胀的性能。CO 2溶于水中形成, pH

(4)C O 2具有高溶解性。C O 2进入低饱和压力的油藏后, 可以大量溶于原油中, 使原油的粘度大幅度降低, 减小渗流阻力, 提高原油的流动性, 增加产能。

。近年来, 新兴的C O 2压裂技术

在低渗透油层增产过程中见到较好的苗头。为深入开展试验研究, 探索低渗透油层增产改造新技术, 2004年, 在永乐油田葡萄花油层试验了3口井, 见到较好效果。

1 原理及特点

111 基本性质[2]

(1) 液化C O 2的临界温度为31e , 临界压力为713MPa 。

(2) 液态CO 2密度比常温下空气高50%, 临界密度为01468g/cm 3。在液化C O 2压力高于其临界压力时, 压力与密度是一个连续函数, 随着压力上升, 密度增加。

(3) 在温度不变的情况下, C O 2的粘度随着压力的增加而提高。112 机理[3~

5]

2 现场应用

2004年, 在永乐油田葡萄花油层井选择含水相对较低、采油强度较低, 且与水井连通较好的3口井进行试验。

收稿日期:2005-07-04; 改回日期:2005-9-28

, 女,

211 工艺方案设计

单井设计压裂1层, 3口井平均单井压开砂岩厚度810m, 平均单井压开有效厚度为516m, 压裂

液采用液态C O 2和低伤害胍胶混合液, 采用0145~0190mm 石英砂为支撑剂, 设计平均单井加砂717m , 砂比为1914%, 基液用量为2514m , 液态C O 2用量为3512m 3, 泡沫质量为5719%, 支撑缝长为127m, 缝宽为2~3mm(表1) 。

表1 二氧化碳压裂井设计参数

Tab 11 Design parameters of CO 2fracturing well

3

3

序号123

井号永112-112永94-56永120-48平均

水基液/m3

[**************]4

注入CO 2/m 3

[**************]2

砂量/m3

[1**********]17

砂比/%[***********]40

规模

缝长/m[1**********]7

缝宽/mm2~32~32~32~3

212 现场施工

由于二氧化碳压裂井的施工压力比一般水基压裂过程的压力要高, 而且二氧化碳压裂还有一个压后排液的过程(排液过程中有可能比施工时的压

力还要高) , 因此, 决定井口采用改进后的350采油树, 油管采用改进后的油管挂来悬挂, 以及加装法兰盖和顶丝双保险的做法, 使井口更加牢固和安全。在地面管汇方面, 采用了地面水力车组和二氧化碳车组相结合的方式, 各关键闸门采用了灵活方

便的旋塞阀来进行操作。在工艺管柱方面采用Y344-114封隔器加导压喷砂器压裂管柱, 承压50MPa, 尽可能压开目的层。

3口井于2004年4月25日进入现场施工, 平均单井破裂压力2110MPa, 平均单井加砂717m 3, 平均砂比2610%, 泡沫质量达到了59%。压裂过程中, 对永112-112、永94-56井实施了裂缝监测, 从监测结果看, 永112-112井缝长135m, 永94-56井缝长125m, 达到了设计要求(表2) 。

表2 二氧化碳压裂井现场施工参数

T ab 12 Field operation parameters of C O 2fracturing well

井号永112-112永94-56永120-48

平均

压裂层段PI2~PI4(2) PI(2)~PI4PI2~PI4(1)

射开砂岩厚度/m [1**********]0

有效砂岩厚度/m[1**********]6

压裂时间[***********]040508

破裂压力/MPa [**************]0

砂量/m[1**********]17

砂比/%[**************]0

胍胶24302125

液量/m 3

CO 2泡沫比例32354036

[**************]0

213 试验效果分析

3口井压裂初期平均单井日产液由压前的319t 上升为1415t, 平均单井日产油由318t 上升为1213t, 采油强度由0169t/(d #m) 上升到2120t/(d #m) 。截至2004年10月底, 单井平均日增液510t, 日增油412t, 有效期180d, 累计增油922t, 初期见到较好效果(表3) 。

为了进一步分析二氧化碳压裂效果, 统计了永乐油田普通压裂、多裂缝压裂效果(表4) 。从对比情况看, 压后初期(1个月) 二氧化碳压裂增油强度为1151t/(d #m) , 普通压裂为1131t/(d #m) , 多裂

缝压裂为1117t/(d #m) , 由此可以看出CO 2压裂增油强度高于普通压裂及多裂缝压裂, 压后6个月, 三者的增油强度基本相当。对比3种方式的压后递减幅度, 压后2个月, 二氧化碳压裂后递减1318%, 普通压裂、多裂缝压裂分别为319%、710%; 压后4个月, 二氧化碳压裂后递减2610%, 普通压裂、多裂缝压裂分别为1517%、1015%; 压后6个月, 二氧化碳压裂后递减3510%, 普通压裂、多裂缝压裂分别为2515%、1715%。可以看出, 二氧化碳压裂后递减幅度较快。

表3 二氧化碳压裂井效果对比Tab 13 Resp onses in CO 2fracturing wells

压裂前

井号

日产液/t [1**********]19/

日产

油/t [**************]8/

压裂后初期(1个月)

2004年4月~10月

含水动液面采油强度日产液日产油含水动液面采油强度日产液日产油含水动液面采油强度/%/m /(t#d -1#m -1) /t /t /%/m /(t#d -1#m -1) /t/t /%/m/(t#d -1#m -1) 4101010013/013/

[1**********]4/1281/

[1**********]1/0169/

[***********]15+1016

13101112

[1**********]3

[1**********]/1510

10731193

1123/1130

[1**********]0/2120+1151

[**************]9+510

[**************]0

5102516

013/1011

11741285

1316/1258

[1**********]4/1147+0178

永112-112413永94-56

永120-48合计平均差值

+815+1417-151+412+918+23

表4 永乐油田二氧化碳压裂与普通压裂、多裂缝压裂效果对比

Tab 14 Responses of CO 2fracturing, conventional fracturing and multi-fracture fracturing in Yongle oilfield

压裂方式CO 2普通多裂缝

井数/口3127

厚度加砂

日产

/m量/m

液/t516216313

7177151112

319210214

压裂前日产

油/t318117210

采油强度[1**********]6

压裂初期日产日产液/t 油/t 1415617717

1213511517

采油

强度[1**********]7

日产

液/t 1215612716

压后2个月日产油/t 1016419513

增油递减幅强度度/%[1**********]4

1318319710

压后6个月

日产日产

液/t 油/t 819412614

810318417

增油递减幅

强度度/%[1**********]2

[1**********]5

214 经济效益

按照大庆油田采油八厂油井压裂施工价格, 分别计算了二氧化碳压裂、普通压裂、多裂缝压裂3种压裂方式在不同原油价格下的经济增油界限产

量(表5) 。

表5 不同压裂方式的经济增油界限产量

Tab 15 Economic oil increment limits of different fracturing methods

压裂方式CO 2普通多裂缝

经济增油界限产量/t

P =[1**********]0

P =[1**********]00

P =[1**********]44

4

伤害小的特点, 初期压裂效果明显好于普通、多裂缝压裂, 但压后递减幅度略高, 因此做好压后保护工作是下一阶段的重点工作。另外要进一步监测C O 2压裂的有效期和累计增油量。

(2) CO 2压裂由于受放喷过程中压力及时间的限制, 一次仅能压裂一层, 增加了选井难度。因此要使CO 2压裂得到广泛应用, 就应尽快发展不动管柱压裂多层工艺技术。

(3) 对于薄、差油层增产是否有效, 还需进一步试验摸索。

P =[1**********]05

参考文献:

[1]高振环, 等1油田注气开采技术[M ]1北京:石油工业

出版社, 1994:125~1431

[2]刘一江, 等1聚合物和二氧化碳驱油技术[M]1北京:

中国石化出版社, 2001:94~1941

[3]韩显卿1提高采收率原理[M]1北京:石油工业出版

社, 1993:103~1301

[4]彭松良, 等1C O 2吞吐采油技术在月东稠油油藏的应用

前景[J]1石油钻采工艺, 2003, 25:54~561

[5]陈民锋, 等1超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界

限研究[J]1特种油气藏, 2002, 9(2) :37~411

注:P 为原油价格, 元/t 。

单井二氧化碳压裂费用按2111@10元(普通

井单层1311@104元加二氧化碳增加费用810@104元) 计算, 截至2004年10月底, 平均单井增油922t, 吨油操作费用按173元/t(与增油有关的费用) , 原油价格按800元/t 计算, 单井创效益4618@10元, 3口井合计创效益14014@104元。

4

3 几点认识

(1)C O 2压裂具有滤失量低、返排好、对地层

编辑 方

斌

贝

from some wells i n Chuanxi area, thus improved the accuracy of friction calculation i n fracturing design and numerical si mulation. A com -puter program is used to calculate and model the friction along string during fracturing operation. This is of significant i mportance to hy -draulic fracturi ng desi gn and bottom hole pressure analysis during operation i n tubing injection wells in Chuan x i area. Key words:fracturing operation; antifriction ratio; string friction; formula; calculation

Extended reach well com pletion and oil recovery process

XUE Ai-xin , LIU Yan-e 2, NING Zhen-tang 1, ZHUANG Fu-jian 2, TAN Qing-yong 1

1

(1. Shengli Petroleum Administration Bureau, SINOPEC, Don gyin g , Shandong 257231, China;

2. Shen gli Oil field Corporation, SINOPEC, Don gyin g , Shandong 257231, China)

Abstract:This paper addresses the definition of extended reach well, completion technology, oil recovery process, well profile optimiza -ti on, and the concept of catenary. In cemen ting operation of extended reach well, casing floating collar and casing floating technology are used. The ESP uni t of extended reach well is used in nearly horizontal interval. Hole cleaning is especially importan t. Several methods of drilling in reservoirs are also in troduced.

Key words:extended reach well; well completion; oil recovery; casing

Evaluation of cementation quality of external upset casing

LI Zhe, ZHANG Sheng-wen, LI Li-juan, WANG Yan-ping, WANG T ian-yu (Liaohe Petr oleu m Exploration Bureau o f PetroCh ina, Panjin , Liaoning 124011, China)

Abstract:Wells wi th external upset casing are analyzed with acoustic ampli tude/variable densi ty, SBT logg i ng test and logging data. The

law of acoustic ampli tude/variable density response is summarized. M ean while, 11wells wi th external upset casing are tes ted and analyzed. The interpretation standard of cemen tation quality of such wells by using acoustic ampli tude/variable densi ty i s established. Full-wave analysis techniq ue is used to compile software of processing and evaluation for this purpose. This software has been used to process the a -coustic amplitude/variable density data of 17wells with external upset casing. One of these wells is analyzed in detail, and it i s verified that this i nterpretation standard is reliable and the processing and interpretation software is rati onal.

Key words:external upset casing; modeling well; acoustic ampli tude/variable densi ty logging; cementation quality evaluation; application

Influence factors of pum p efficiency and determination of pump depth in deep well

WU Qion g , HAN Ling, WANG Yan, Fu Shao-feng

(Jilin Oil field Com p an y , PetroChina, Songyuan, Jilin 131109, China)

Abstract:Through statistical analysis of a large amount of field data, the influence factors of pu mp efficiency in deep well are studied, and the relationship of water-cut, pump setting depth, submergence depth and p ump efficiency i s understood. The ranges of rational submer -gence depth and pu mp setting depth are presented for Fuyang reservoi r of Xinli oil field. This may guide the production management of rod-pumped well and optimization of s wabbing parameters.

Key words:pump efficiency; deep well pump; influence factor; submergence dep th; rati onal pump setting depth

An attempt to stimulate low perm eability oilfield by CO 2fracturing PAN Xiao-mei 1, S HE N Wen-gang 2

(1. Daqing Petroleum School, Daqing, H eilong j iang 163514, China;

2. Liaohe Oilfield Company , PetroChina, Pan j in, Liaonin g 124010, China)

Abstract :This paper introduces the principle and features of CO 2fracturing stimulation technology, analyzes the postfracture response of the firs t 3test wells in Putaohua reservoir of Yongle oilfield. This is a new sti mulation technology for low production and low permeability oi-l

field. In recent years, the newly developed technology of CO 2fracturing stimulation has achieved good symptom in the process of low perme -abili ty reservoir sti mulation. The test had been conducted in 3wells in Pu taohua reservoir of Yongle oilfield i n 2004and obtained good re -sult.

Key words:low permeability oilfield; CO 2; fracturing; technology

Study on water plugging by perm eable m icro -cement

C HEN Da-jun 1, HUANG Hui-yuan 2, LI Zhen 1

(,