人工暂堵转向压裂技术提高重复压裂效果.pptVIP

全髋关节置换的骨水泥技术 骨水泥技术 第一代骨水泥技术： 手工搅拌 手指填塞 无髓腔塞 狭窄内壁和尖角 假体形态将传递应力到骨水泥－骨界面 随访：5年失败率20－24% 10年失败率30-40% 第一代骨水泥技术 骨水泥技术 第二代骨水泥技术 手工搅拌 髓腔塞 脉冲冲洗 骨水泥枪 随访：5年失败率2% 10年失败率2－3% 第二代骨水泥技术 骨水泥技术 第三代骨水泥技术 第二代的方法 减少气泡 远近端中置器 加压灌注 假体表面处理 离心机 真空搅拌 尽可能少搅拌 光滑 第三代骨水泥技术 第三代骨水泥技术 * LOGO * 利用人工暂堵转向压裂技术 提高重复压裂效果 汇报提纲 前 言 1 人工暂堵转向压裂技术简介 2 现场应用试验情况 3 增产效果 4 结论与认识 5 历经50 余年勘探开发的新中国第一个大油田和西部第一个千万吨油田，随着勘探开发程度的提高，发现新石油储量的难度愈来愈大，提高老油田开发水平和效益日益紧迫。 1.前 言 背 景 有相当部分已投入开发的油藏属低渗透油藏，而维持油井正常生产最主要的增产措施——重复压裂，措施效果逐年下降，选井选层难度也越来越大，已不能满足油田开发增产稳油的发展需要。 重新张开原先压开的裂缝； 有效延伸原有裂缝系统； 原有裂缝再次充填支撑剂； 压开新裂缝 增产机制 解决方法 建立新的油气流动通道，提高人工裂缝的导流能力，改变油气层流体渗流驱替规律； 扩大、增添新泄油面积，沟通、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用储层； 常规老井重复压裂 2.人工暂堵转向压裂技术简介 单一的老缝重复张开； 规模太大易水窜； 原有裂缝附近区域的地层压力下降、含水上升、采出程度升高； 地层和裂缝壁面渗透率下降； 存在问题 重复压裂增产机理 2.人工暂堵转向压裂技术简介 裂缝转向技术基础 人工裂缝总是垂直于最小水平应力方向 上产生 油藏开发过程中的多种因素会导致油井附近的应力场发生变化，当这种变化达到一定程度时，最大和最小主应力方向会发生偏转，而在局部应力发生变化及一定的压裂施工条件下，复压裂缝的延伸相对于原有裂缝也可能发生改变。 方法 在压裂过程中实时加入暂堵剂，以暂堵老缝或已加砂缝，通过破裂压力、裂缝延伸压力的变化使流体发生转向，从而造出新缝。 原理 在旧缝张开后，基于流体遵循向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒会随压裂液进入与原有裂缝或高渗透层连通的炮眼，在炮眼处和高渗透带聚集产生高强度的滤饼桥堵，使后续压裂液不能进入裂缝和高渗透带，这必然会在一定程度上升高井底压力，在一定的水平两向应力差条件下，产生二次破裂进而改变裂缝起裂方位以产生新缝。 创 新 点 暂堵与优化重复压裂结合：建立新的高导流能力油气流通道，改变油气层流体渗流驱替规律，更大限度地沟通、改造、动用剩余油富集区和动用程度低甚至未动用的储层。 2.人工暂堵转向压裂技术简介 暂堵剂：基于应具有较强的封堵性同时又对地层污染 较小的考虑，选用水溶性的暂堵剂。 封堵率及承压强度 分散态： 滤饼厚度＞1cm时， 21Mpa不能突破； 滤饼厚度＜1cm时，不能有效形成封堵。 预制胶结态： 滤饼厚度=0.9cm时， 21Mpa不能突破； 滤饼厚度=0.5cm时， 12.3Mpa突破。 溶解性及水不溶物 安全性 压裂液中溶解性： 30℃, 5.5小时内全溶 50℃, 3小时内全溶 80℃, 1.2小时内全溶 水不溶物：<4% 比重：1.2～1.5g/cm3 适应地层温度： 30～140℃ 外观：白或棕褐色颗粒 粒径：3～7mm 主要成分： 特级胍胶、NaCL以及各种添加剂等。 本品及其水溶液对人体无伤害、对环境无污染、不会产生有毒气体。其与油气混合物对人体及皮肤无伤害 。 2.人工暂堵转向压裂技术简介 地层渗透率下降： 地层压力下降 水敏及微粒运移 多次措施作业 施工工艺： 地层压力下降→滤失大 高砂比→携砂能力强 大排量→低摩阻 高返排率→快速破胶 低伤害水基胍胶压裂液 基液 交联 破胶 应用 针对不同温度的“变组分”压裂液配方体系，降低对储层的伤害： 优质稠化剂减少稠化剂用量 优质破乳助排剂提高压裂液返排效率 选用优质有机硼交联剂： 可控制调整延迟交联时间，适用不同井深，降低施工摩阻 保证压裂液耐温耐剪切性能，降低滤失且满足高砂比施工的携砂要求。 多重破胶清除滤饼伤害和残胶影响，达到彻底快速破胶目的: 胶囊破胶 追加破胶剂 自动破胶 在莫北三工河、八区下乌尔禾、石南21头屯河组油藏进行的现场应用中，施工成功率和有效率均达到100%，同时取得了良好的增产效果。 2.人工暂堵转向压裂技术简介 新疆 石英砂 支撑剂 基本条件 - 地层渗透率