压裂防砂技术在欢西油田的应用

2022-09-10

一、引言

随着油田的不断开发生产及新型驱替方式的投入, 油层出砂问题已经成为开发的主要矛盾之一。目前我厂总井2603口, 开井1577口, 出砂井1137口, 占开井数的72.4%, 其中2013年因砂卡检泵261井次, 较2012年增加23井次, 其中导致我厂油井出砂的原因分为两大类, 即地质因素和开采因素。

1. 地质因素

影响油藏出砂的地质因素包括:沉积相、构造应力、岩矿组成、砂岩颗粒形状及大小、压实情况、胶结物类型及胶结程度、油层压力、储层敏感性、润湿性、流体性质及分布等。欢西油田属疏松砂岩油藏, 埋藏浅、压实作用弱、胶结疏松、地层应力场分布不均, 容易产生局部应力过大, 破坏岩石的原始结构, 岩石强度下降。区块内储层岩石主要为砂岩, 胶结类型主要是孔隙接触式胶结, 胶结物以泥质为主, 胶结程度较差, 易出砂。

2. 开发因素

(1) 地层亏空、地层压力下降使地层胶结强度下降, 增加了储层砂体颗粒承载砂砾的负荷, 破坏砂粒间的应力平衡状态, 当地层应力超过砂岩地层承受强度时, 岩石颗粒剥离碎裂而出砂;

(2) 油井生产时存在生产压差, 同一生产层生产压差越大, 渗流速度越高, 流体流动过程中对砂粒形成拖拽力越大, 致使砂粒与岩石骨架脱离而出砂;

(3) 流体性质:原油粘度高, 流动的摩擦阻力大, 携砂能力强;

(4) 油藏开发后, 受注入水的影响, 含水上升, 使井筒周围的泥质胶结物溶解、膨胀或分散, 降低岩石胶结强度引起出砂;

(5) 蒸汽吞吐开采对出砂的影响, 蒸汽对岩石颗粒的溶蚀作用致使岩石的胶结强度降低, 同时注蒸汽时的高压差对岩石造成了剪切破坏, 易导致近井地带岩石骨架破坏而大量出砂。另外影响油藏出砂的因素还包括:固井质量、射孔密度, 不适当的压裂、酸化措施及油井的工作制度等。

二、压裂防砂机理

1. 压裂防砂机理

压裂防砂技术是利用压裂车组泵入压裂液压开地层, 按不同的砂比向压开的地层挤注支撑剂, 在地层温度 (注汽) 和固化剂作用下, 支撑剂胶结、固化, 在近井地带形成挡砂屏障。在达到防砂效果的同时, 又极大地改变了地层中液体的流动方式, 井底附近的液流从径向流转变成线性流, 降低了流动阻力, 可达到增产效果。与其它防砂方式比较, 具有防砂、解堵、降低注汽压力、增产以及保护套管的多重效果。

2. 技术指标

砂比:15~25%

抗压强度>12MPa

渗透率>10 um2

树脂砂固化时间:48h

挡砂粒度中值≥0.06mm

施工排量在控制在2.5-3.2m3/min。

携砂液粘度50-100mpa.s

三、现场应用情况

截止目前压裂防砂在我厂共实施31井次, 其中稀油区块应用9井次, 稠油区块应用22井次, 井号分别为:锦45-023-K29、锦45-23-K281、锦45-029-033、锦45-026-031、锦45-023-021、锦45-023-023、锦45-27-032、锦607-50-88、锦607-50-741C、锦607-52-741C、锦25-28-28、锦25-23-23等等, 防砂增油效果显著。

典型井例:锦45块蒸汽驱内锦45-023-K29井在2011年5月份进行压裂防砂。该井在汽驱受效一段时间后, 效果逐渐变差且出砂严重, 测试结果显示985.9-987.6m稠油层出液少, 措施前日产油1.4t, 日产液14.7m3。措施实施后油井生产油层的产液能力得到很大的改善, 各小层产液能力相对均衡, 层间矛盾减少, 该井产油能力得到有效的提高, 措施后该井日产油, 措施后日产油10.6t, 检泵周期延长127天。

锦2-7-A237井为锦16化学驱油井, 目前生产井段1443.2m-1461.8m, 共7个小层, 厚度13.1m, 人工井底1459.0m。从13年3月份以来累计检泵8次, 其中多次检泵原因为砂卡, 严重影响了油井的正常生产, 给化学驱上产带来不利影响, 而且从5月份开始产液量出现大幅下降, 分析为油层聚合物堵塞。9月15日再次因软卡停。该井10月25日下午实施压裂防砂措施, 填入石英砂8方, 阻砂剂11方, 砂比16%, 措施排量2.5m3/min, 共挤入顶替液8m3, 总液量190m3。措施后该井日产油7.6t, 延长检泵周期76天。

在上述成功的基础上, 2014年4月对新井锦2-11-A218井实施压裂引效, 该井日产油由措施前0.2t上升至18.3t, 效果显著。