【文章內(nèi)容簡介】 與評估研究，以不斷完善整體優(yōu)化壓裂方案。研究的手段包括：實驗室試驗、裂縫模擬、油氣藏數(shù)值模擬、試井分析、現(xiàn)場測試、質(zhì)量控制和現(xiàn)場實施與監(jiān)測等，勘探開發(fā)研究院廊坊分院進(jìn)一步提高了整體優(yōu)化壓裂方案對單井壓裂設(shè)計的針對性和指導(dǎo)性。不同井網(wǎng)分布的影響同井同層重復(fù)壓裂技術(shù)：目前國內(nèi)外主要在以下三個方面取得了重要進(jìn)展，①選井選層技術(shù)：綜合應(yīng)用數(shù)據(jù)庫、專家經(jīng)驗、人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)和模糊邏輯等技術(shù)，開發(fā)了重復(fù)壓裂選井選層的模型。②重復(fù)壓裂前儲層地應(yīng)力場變化的預(yù)測技術(shù)。國外已研制成模型，可預(yù)測在多井(包括油井和水井)和變產(chǎn)量條件下的就地應(yīng)力場的變化，研究結(jié)果表明，就地應(yīng)力場的變化主要取決于距油水井的距離、整個油氣田投入開發(fā)的時間、注采井別、原始水平主應(yīng)力差、滲透率的各向異性和產(chǎn)注量等。距井的距離越小、投產(chǎn)投注的時間越長、原始水平主應(yīng)力差越小、滲透率各向異性程度越小、產(chǎn)注量越大，則越容易發(fā)生就地應(yīng)力方位的變化：而最佳的重復(fù)壓裂時機(jī)，即是就地應(yīng)力方向發(fā)生變化的時機(jī)，且變化越大，時機(jī)越好。③改變相滲特性的壓裂液技術(shù)：通過加一種改變潤濕和吸附特性的化學(xué)藥劑，達(dá)到增加產(chǎn)油量和減少含水的目的。已有該壓裂液成功應(yīng)用的報道。這對中高含水期的重復(fù)壓裂而言，尤具吸引力。深井、超深井壓裂技術(shù)：該技術(shù)主要在塔里木及華北等油田中應(yīng)用。經(jīng)過多年的發(fā)展，已在井深超過6000m的地層中獲得成功應(yīng)用。主要的技術(shù)要點有：①耐高溫并具有延遲交聯(lián)作用的壓裂液體系研制②中密高強(qiáng)度陶粒支撐劑評價與優(yōu)選技術(shù)③巖石的彈塑性研究與模擬；④支撐劑段塞技術(shù)低傷害壓裂技術(shù)：低傷害壓裂技術(shù)是近些年隨低傷害或無傷害壓裂材料的發(fā)展而建立起來的一種新型壓裂工藝設(shè)計技術(shù)。在內(nèi)涵上已不僅限于壓裂過程中的儲層傷害和裂縫傷害，還包括在設(shè)計、實施及壓后管理過程中，只要未能真正獲得與油氣藏匹配的優(yōu)化支撐縫長和導(dǎo)流能力，就認(rèn)為已造成了某種程度的傷害。因此，低傷害壓裂技術(shù)的實質(zhì)就是從壓裂設(shè)計、實施，到壓后管理等方面，盡最大可能獲得優(yōu)化的支撐縫長和導(dǎo)流能力。連續(xù)油管壓裂技術(shù)：針對多層油藏和小井眼的壓裂酸化改造，國外于20世紀(jì)90年代初研究開發(fā)了連續(xù)油管壓裂酸化技術(shù)，目前該項技術(shù)主要用于陸上多層油氣藏和小井眼的改造。第三章 微生物水井降壓增注低滲透油層由于孔喉小，滲流阻力大，并有啟動壓差現(xiàn)象，使注水井吸水能力低，壓力擴(kuò)散慢，在井底附近容易形成高壓帶，而采油井難以見到注水效果，地層壓力急劇下降，產(chǎn)量大幅度遞減。這種現(xiàn)象隨著油層滲透率降低和注采井距增大而加劇。往往容易形成所謂“注不進(jìn)，采不出”的嚴(yán)重被動局面。以新立油田為例，該油田1987年投注，到1995年5月，單井日注水量從74m3降至46m3，減少28m3，注入壓力(井口)，。吸水指數(shù)由72m3/(dMPa)下降為54 m3/(dMPa)。降低水井注入壓力配注量為 20m3/d，在注微生物之前，能夠完成配注量，但注入壓力高達(dá)14MPa，施工目的為降低注入壓力。試驗效果如圖所示?？梢钥闯?，在注水量不變的情況下，注入壓力下降了2MPa。 提高水井注入量8161井在開井初始具有一定的能力，后來注入壓力逐漸升高以致于最正常與否直接影響到9口油井的產(chǎn)量。注水量20m3左右，恢復(fù)了正常注水。第四章 水質(zhì)精細(xì)控制技術(shù)注水流程圖油田注入水的主要特點有：（1）對油藏有較強(qiáng)的傷害性特別是中低滲透性油藏，一方面，注入油藏的注入水有較高含量的固體懸浮物，這些懸浮物會造成油藏孔喉的阻塞，嚴(yán)重的會形成“栓塞”；另一方面，注入水中含有的H2S、Fe2+、Fe3+等物質(zhì)和腐蝕產(chǎn)物亦會造成油藏的堵塞，降低油層的滲透率，引起油井產(chǎn)量下降。（2）腐蝕性強(qiáng)高礦化度的采油污水中存在溶解鹽、溶于水的H2S、OCO2以及細(xì)菌等均為具有很強(qiáng)腐蝕性的物質(zhì)。（3）容易結(jié)垢高礦化度的采油污水中除含有腐蝕物質(zhì)外，還存在著為數(shù)眾多的易形成碳酸鈣、硫酸鈣的Ca2+、Mg2+、HCOSO42等離子，很容易造成結(jié)垢。注入水的水質(zhì)成為影響油田開采的直接影響因素，如果其中含有較多的注入油類、懸浮物、細(xì)菌等污染物，那么使得地層孔道阻塞，造成注水量的減少，致使油氣產(chǎn)量、質(zhì)量下降。通過對油田注水系統(tǒng)結(jié)垢的調(diào)查研究，發(fā)現(xiàn)注入水結(jié)垢能夠引起三個后果。其一，阻塞注水井底，減小注水量的是注入水中的雜質(zhì)及腐蝕產(chǎn)物的沉積；其二，致使注水管網(wǎng)結(jié)垢，降低注水效率的是注入水中碳酸鹽的析出；其三，堵塞近井地帶，加大注水壓力的是注入水和地層水不相配[8]。最常見的垢型有碳酸鈣(CaCO3)、二水硫酸鈣(CaCO42H2O)、硫酸鈣(CaSO4)、硫酸鋇(BaSO4)和硫酸腮(SrSO4)。溶液中容易結(jié)垢的鹽類的溶解度受溫度的影響比較大，注入水中大量存在的碳酸鈣(CaCO3)、硫酸鈣(CaSO4)、硫酸鋇(BaSO4)和硫酸腮(SrSO4)等結(jié)垢均與溫度的變化成反比；溶液PH值對結(jié)垢的影響主要表現(xiàn)在：當(dāng)溶液的PH7時，溶液的酸性較強(qiáng)，此時其中只有COH2CO3存在，能夠有效地阻止結(jié)垢產(chǎn)生，但是，若PH值太低，溶液腐蝕性增強(qiáng)，若PH值高，溶液的腐蝕結(jié)垢趨勢增強(qiáng)；隨著注水開采的進(jìn)行，地層壓力減小，注入水中多發(fā)生生成碳酸鈣等沉淀的反應(yīng)，同時，采油作業(yè)過程中分離出的水進(jìn)入排放管線，壓力變小，促使其中的碳酸鈣等沉淀析出。腐蝕結(jié)垢的影響因素很多，這其中以溫度、PH值、CO2分壓的影響最大。第五章 活性劑增注工藝我國的大部分低滲透油田主要以注水開發(fā)方式為主，低滲透油田普遍存在著孔喉細(xì)小、滲透率低、滲流阻力大等特征，在較高的驅(qū)替壓力下流體才能流動。加之儲層中存在敏感礦物、注入水不配伍等因素導(dǎo)致油層傷害，油層吸水能力不斷降低，注水壓力不斷上升，從而造成水井注不進(jìn)，油井采不出的現(xiàn)象，直接影響油田的采油速度。如何解決低滲透油田降壓增注的技術(shù)問題，提高油層的吸水能力已成為當(dāng)前研究的重要課題。目前低滲透油田的降壓增注措施主要有壓裂、酸化或化學(xué)解堵、活性水增注等。壓裂是低滲透油層增產(chǎn)的普遍措施，有效的造縫可以明顯提高單井產(chǎn)量或注入量，由于油層物性的差異導(dǎo)致有效期相差很大。酸化或化學(xué)解堵可以有效處理近井地帶，但有效期短，容易受到儲層敏感性的限制；活性水增注伴隨著注水進(jìn)行，處理半徑較大，可以改善油、水滲流特性，降低注入壓力和殘余油飽和度，是提高油層吸水能力的有效方法。一、巖心流動性實驗研究1．1實驗準(zhǔn)備采用天然巖心進(jìn)行流動性實驗，實驗用油為地層原油與中性煤油配制的模擬油，模擬地層水礦化度為6 400 mg/L，表面活性劑NS—1的濃度為0．5%，驅(qū)替流量為0．1 mL/min。1．2表面活性劑相對滲透率的測定依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油水相對滲透率測定》，采用非穩(wěn)態(tài)法來測定表面活性劑相對滲透率，對比油水相對滲透率曲線和表面活性劑相對滲透率曲線的差別，實驗結(jié)果如圖1所示。隨著表面活性劑的注入，可動油飽和度明顯增加，殘余油飽和度降到了30%左右，擴(kuò)大了油、水兩相共滲區(qū)范圍，采出程度得到一定程度的提高；油相相對滲透率曲線明顯抬高，水相相對滲透率曲線提高幅度較小，相同含水飽和度條件下，油井含水率將大幅下降。油、水等滲點發(fā)生右移，說明表面活性劑溶液驅(qū)后，油層巖石表面物理化學(xué)性質(zhì)發(fā)生了變化，巖石表面親水性進(jìn)一步增強(qiáng)。1．3降壓實驗使用滲透率不同的2塊天然巖心進(jìn)行平行實驗，水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，%NS—1表面活性劑驅(qū)，接著后續(xù)水驅(qū)，比較表面活性劑不同用量下的降壓效果，實驗結(jié)果如表1所示。降壓實驗表明，降壓率隨著表面活性劑注入量的增加而增大， PV時，降壓率的增幅變緩，并最終趨于穩(wěn)定。 %的NS—1表面活性劑，注入壓力可降低25%以上(圖2)，且在后續(xù)水驅(qū)過程中壓力比較穩(wěn)定，降壓作用明顯， PV(圖3)。二、油水滲流時油層中力的分析在油層巖石毛管中，由于兩種不互溶的流體(油、水)間存在張力，界面上產(chǎn)生壓力差，即毛管壓力。兩種流體中有一種流體比另外一種流體更能優(yōu)先潤濕固體表面。毛管壓力可以表現(xiàn)為毛管的液體上升或下降，既可以是正值，也可能是負(fù)值，主要由優(yōu)先潤濕性決定，非潤濕相壓力較大。顯然，毛管壓力與液液界面張力、流體潤濕性及毛管大小有關(guān)。具有較低壓力的一相總是優(yōu)先潤濕毛管。假設(shè)毛管半徑為r,油水界面張力為σ,在不考慮接觸角的情況下,即油層巖石完全油濕,彎液面兩側(cè)的壓力差即毛管力Рc的大小為: 式中,po—油相壓力。pw—水相壓力。當(dāng)上述油水體系在毛管孔隙中處于靜止平衡狀態(tài)時,若r=1μm,σ=5 mN/m,則毛管力pc=104N/m2。顯然,使注入水在毛管孔隙中流動,外加的壓力必須大于pc,pc即通常所說的毛管阻力。設(shè)孔喉平均長度L為50μm,則使注入水流動所需的壓力梯度為:(P1P2)/L=2108N/m。顯然,這樣大的壓力梯度,在油田的實際開發(fā)過程中根本無法實現(xiàn),目前水驅(qū)的壓力梯度大約只有10kPa/m。若將界面張力降低2104倍,注水就可以克服毛管阻力開始流動。當(dāng)驅(qū)動壓力梯度大于或等于毛管壓力梯度時,注入水開始流動,即有:仍設(shè)孔喉長度L為50μm,半徑為1μm,驅(qū)動壓力梯度為10 kPa/m,代入式(3),可求出σ≤104mN/m?？梢?要使毛管中油滴的阻力降低、水的注入能力提高、注水壓力降低,必須降低注入水的界面張力,這是采用表面活性劑增注的一個重要原理。以上分析認(rèn)識是建立在砂巖表面潤濕性為強(qiáng)親油的假設(shè)基礎(chǔ)上得到的。事實上,在公式pc=2σ/r中省略了表征巖層潤濕性的重要參數(shù)cosθ