注水井压裂及套损井大修工艺技术ppt课件.ppt

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1、注水井压裂及套损井大修工艺技术主讲人:兰乘宇大庆油田井下作业分公司二○○九年四月第一节大庆油田压裂工艺概况大庆油田的水力压裂工艺技术，是从1966年第一口油层水力压裂试验井开始的，l970年底开展单井压裂现场试验共18口井29个层段。1971年-1972开展了压裂工业试验，1973年起开始在全油田大面积推广应用，当时年压裂500井次。目前每年油井压裂4000井次左右，至今己累计压裂油(水、气)井40000余井次，累计增产原油5000余万吨，累计增加注水2500余万立方米。第一章注水井压裂增注工艺技术水

2、力压裂技术可以提高低渗透层的吸水能力和产能，充分挖掘油层潜力。经过40多年的发展，油田在压裂技术方面，机理研究逐步深入，工艺不断创新，设备工具不断完善，下井原材料性能不断改进，应用效果不断提高。油田在酸化技术方面，酸化设计、酸液体系及施工工艺不断完善。近年来在复杂岩性油层和注聚井的解堵上取得重要突破。目前大庆油田压裂酸化技术已系列化、成套化，可满足不同地质条件、不同驱替方式、不同井况油层改造要求。大庆油田在注水井增注工艺上以酸化和压裂为主，年措施工作量分别为2000口、700口左右。因此，为进一步延长

3、注入井压裂有效期，改善聚驱、水驱开发效果，开展了该项技术的研究。化学解堵压裂大批井超破裂压力、接近破裂压力注入完不成配注JB1解堵技术和注聚井RFD复合解堵等技术只对30%左右因聚合物堵塞的井有效采用加大支撑剂用量，在前置液、替挤液中加入化学解堵剂等措施，但有效期平均不超过3个月(注水井不超过6个月)第二节注入井防压裂裂缝口闭合技术解决的关键技术：一、注入井压裂失效原因研究1、针对不同裂缝形态、不同裂缝宽度、不同介质（聚、水驱）、有无围压条件下进行了室内驱替实验。实验条件：模型为长30cm、宽4cm、

4、厚2cm、渗透率1200×10-3μm2的均质岩心；粘度分别为30、40和60mPa·s、分子量为1200×104的水解聚丙稀酰胺溶液；在不同排量下，用清水或聚合物溶液分别驱替5min，记录压力降和流出的砂量。水平缝缝宽3mm流量（m3/h）流量（m3/h）0MPa3MPa累积流出砂量与流量关系曲线图0MPa3MPa流量（m3/h）流量（m3/h）水平缝不同宽度裂缝模型累积流出砂量与流量关系曲线图结论：无论在有无围压、不同裂缝宽度、聚驱还是水驱的情况下，都存在石英砂运移现象：宽度、粘度、流量增加，出砂

5、量增加；围压减小，出砂量增加2、注入井压裂措施效果差、有效期短的原因，主要是由于井底的注入压力瞬间接近或超过油层闭合压力，使压裂裂缝口处的支撑剂处于弱束缚或无束缚状态，此时具有携砂能力的注入溶液将把缝口处的支撑剂向地层深处推动，使井筒附近的压裂裂缝闭合，压裂措施失效。Pin

6、闭合压力的点占35%以上。0MPa下，3mm水平缝不同支撑剂模型出口累积流出的砂量与流量关系二、树脂砂驱替实验流量(m3/h)流量(m3/h)聚驱(粘度30mPa·s)水驱井筒树脂砂石英砂油层井筒石英砂树脂砂支撑剖面俯视示意图支撑剖面侧视示意图注入井防压裂裂缝口闭合技术原理：主要是利用树脂砂固化后不易流动的特点，压裂施工中，在每条裂缝尾部追加一定量树脂砂，以防止压裂后注聚井生产过程中缝口闭合造成的裂缝失效，可有效地提高注聚井压裂效果，延长压裂有效期。防砂半径11.5m、加砂量1.3m3围压0MPa，聚

7、合物粘度60mPa.s，缝宽3mm条件下：树脂砂加砂用量：根据室内实验结果，计算树脂砂的加砂半径应为11.5m，砂量1.3m3。树脂砂固化时间：在45℃环境温度下，树脂砂初始固化时间为30min，最终固化时间为96h，扩散时间2h，关井96h。替挤量：控制替挤液量，保证裂缝口附近树脂砂均匀充填。三、施工工艺要求注入井尾追树脂砂现场试验共计完成110口井，初期平均单井视吸水指数增加140.4%，平均措施有效期达11.7个月。四、应用情况及效果油压MPa日注量m357.813.2102.410.278.8

8、13.1压前压后初期目前平均单井有效期12.3个月，最长的2口井有效期达到25个月。现场试验97口井-3.0+44.6-0.1+23.6压前压后初期目前1、注聚井应用情况树脂砂、石英砂压裂Q/Q0对比曲线树脂砂压裂井无论从增注量，还是有效期来看，均好于常规石英砂压裂井。压前压后初期目前压前压后初期目前平均单井有效期8.4个月，最长有效期14个月36.312.985.69.684.111.2油压MPa日注量m3现场试验13口井-3.3+49.3-1.7+4