一种裸眼水平井重复压裂方法
阅读：1016发布：2020-05-11
专利汇可以提供一种裸眼水平井重复压裂方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本 发明 提供了一种裸眼 水 平井重复压裂方法，属于油气开采领域。本发明提供的裸眼水平井重复压裂方法能够实现定点改造，且施工效率高，从一次压裂未曾开发的有效储层中挖掘产能，且堵剂有驻留性，能够形成互穿网络结构，堵浆 固化 体有微膨胀性能；堵剂的封堵强度高；堵剂完全达到或超过中石油固井 水泥 标准中优质水泥浆的 弹性模量 下于5500的指标；堵剂的施工安全性高。，下面是一种裸眼水平井重复压裂方法专利的具体信息内容。
1.一种裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：
以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，进行重复压裂潜力分析，选定裸眼水平井；
在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带电动马达和钻头的连续油管管柱，钻磨掉所有球座，同时用水基压裂液基液循环出碎屑；
在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带通井规和刮削器的连续油管管柱，在原球座位置反复通过三次，确保基管内通径无变形；
在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带上下皮碗封隔器和喷嘴的连续油管管柱，所述喷嘴放置于两个皮碗封隔器中间；
将喷嘴位置对准原第一滑套位置，强制挤注堵浆，到对应的裸眼水平井段，过量顶替堵浆到原人工裂缝内部1米处，停泵10分钟，利用堵浆特有驻留特性，再次起泵强制挤注设计堵浆量剩余部分，并充满所述水平井段现有基管与井壁之间的环空，过量顶替堵浆，以基管内不残留堵浆为原则；
重复上述步骤，完成裸眼水平井段所有段原人工裂缝、现有基管与井壁之间的环空挤注，然后关井等候所述堵浆完全固化，所述堵浆包括堵剂和水，所述堵剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁；
使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定裸眼水平井全井段基管进行整体试压，
80MPa下，稳压30分钟，压降不超过0.5MPa为合格；
得到待压裂完整水平井井筒；
对所述待压裂完整水平井筒，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业；
对所得已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；
泵注专用降解剂，使所述压裂完水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产，所述专用降解剂包括高锰酸钾或过硫酸钠。
2.根据权利要求1所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述储层特征包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况以及甜点夹层分布。
3.根据权利要求2所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述甜点夹层分布包括储层甜点分布特征和隔层分布特征。
4.根据权利要求1所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述单井控制储量包括含油气面积、油气层厚度、有效孔隙度、原油天然气密度、含油气饱和度和体积系数。
5.根据权利要求1所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述重复压裂潜力分析时根据Arps产量递减法计算水平井可采储量。
6.根据权利要求1或5所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述重复压裂潜力分析时采用油藏工程产量劈分法分析水平井剩余油气分布规律。
7.根据权利要求1所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述堵剂的粒度分布为8 2500目，密度为3.15 3.20g/cm3。
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8.根据权利要求1或7所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述堵浆的表观粘度为25 85mPa∙s，流动度为17 27cm。
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9.根据权利要求1所述的裸眼水平井重复压裂方法，其特征在于，所述常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业时，井口地面压力不高于90MPa。
一种裸眼水平井重复压裂方法
技术领域
[0001] 本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种裸眼水平井重复压裂方法。
背景技术
[0002] 水平井分段压裂是提高油气藏单井产量的有效途径。然而，随着开发逐步深入，受初次压裂低改造程度、裂缝系统导流能力降低等因素影响，出现部分低产水平井，需采用重复压裂来恢复单井产量，改善开发效果。受初次压裂多段射孔、段间采出程度不均、水平段固井质量差异较大等因素影响，水平井重复压裂技术难度大，其针对性的工艺技术尚处于探索试验阶段。目前国内外水平井重复压裂工艺主要包括两种：第一种是机械封隔重复压裂工艺，其优点是采用管柱和封隔器卡封目的井段，通过油管注入实现定点改造，缺点是下入管串拖动作业，对井筒条件要求较高，且受管柱内径影响，大规模压裂施工效率低(单趟管柱仅施工1段)。第二种是动态多级暂堵重复压裂工艺，其优点是光套管作业，对井筒要求较低，通过井口泵注暂堵剂实现段间转向压裂，施工效率高，缺点是不能定点改造，且多级暂堵升压可控性较差(第1级升压幅度＞5MPa，之后升压幅度较小)，导致储层改造存在不确定性。
发明内容
[0003] 有鉴于此，本发明的目的在于提供一种裸眼水平井重复压裂方法。本发明提供的裸眼水平井重复压裂方法能够实现定点改造，且施工效率高。
[0004] 为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
[0005] 本发明提供了一种裸眼水平井重复压裂方法，包括以下步骤：
[0010] 将喷嘴位置对准原第一滑套位置，强制挤注堵浆，到所述对应的裸眼水平井段，过量顶替堵浆到原人工裂缝内部1米处，停泵10分钟，利用堵浆特有驻留特性，再次起泵强制挤注设计堵浆量剩余部分，并充满所述水平井段油套环空，过量顶替堵浆，以基管内不残留堵浆为原则；
[0012] 使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定裸眼水平井全井段基管进行整体试压，80MPa下，稳压30分钟，压降不超过0.5MPa为合格；
[0013] 得到待压裂完整水平井井筒；
[0015] 对所得已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；
[0016] 泵注专用降解剂，使所述压裂完水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产。
[0017] 优选地，所述储层特征包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况以及甜点夹层分布。
[0018] 优选地，所述甜点夹层分布包括储层甜点分布特征和隔层分布特征。
[0020] 优选地，所述重复压裂潜力分析时根据Arps产量递减法计算水平井可采储量。
[0021] 优选地，所述重复压裂潜力分析时采用油藏工程产量劈分法分析水平井剩余油气分布规律。
[0022] 优选地，所述堵剂的粒度分布为8～2500目，密度为3.15～3.20g/cm3。
[0023] 优选地，所述堵浆的表观粘度为25～85mPa·s，流动度为17～27cm。
[0024] 优选地，所述常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业时，井口地面压力不高于90MPa。
[0026] 本发明提供了一种裸眼水平井重复压裂方法，包括以下步骤：
[0027] 以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，进行重复压裂潜力分析，选定裸眼水平井；
[0028] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带电动马达和钻头的连续油管管柱，钻磨掉所有球座，同时用水基压裂液基液循环出碎屑；
[0029] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带通井规和刮削器的连续油管管柱，在原球座位置反复通过三次，确保基管内通径无变形；
[0030] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带上下皮碗封隔器和喷嘴的连续油管管柱，所述喷嘴放置于两个皮碗封隔器中间；
[0031] 将喷嘴位置对准原第一滑套位置，强制挤注堵浆，到所述对应的裸眼水平井段，过量顶替堵浆到原人工裂缝内部1米处，停泵10分钟，利用堵浆特有驻留特性，再次起泵强制挤注设计堵浆量剩余部分，并充满所述水平井段油套环空，过量顶替堵浆，以基管内不残留堵浆为原则；
[0032] 重复上述步骤，完成裸眼水平井段所有段原人工裂缝和油套环空挤注，然后关井等候所述堵浆完全固化，所述堵浆包括堵剂和水，所述堵剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁；
[0033] 使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定裸眼水平井全井段基管进行整体试压，80MPa下，稳压30分钟，压降不超过0.5MPa为合格；
[0034] 得到待压裂完整水平井井筒；
[0035] 对所述待压裂完整水平井筒，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业；
[0036] 对所得已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；
[0037] 泵注专用降解剂，使所述压裂完水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产。
[0038] 本发明提供的裸眼水平井重复压裂方法能够实现定点改造，且施工效率高，从一次压裂未曾开发的有效储层中挖掘产能；且堵剂有颗粒级配，能够在很多不同物性的地层中进行封堵使用；堵剂有驻留性，堵剂配制的堵浆中含有多种不同颗粒的化学成分，能够协同增效，在地层孔隙中呈平板型流型，有很好的驻留性，能够在地层孔隙中驻留，不易被地层流体冲蚀掉；堵剂能够形成互穿网络结构，只要有0.7MPa的作用力，就能够快速(68s以内)形成互穿网络结构；堵浆固化体有微膨胀性能，堵剂中化学组分的相互作用，特别是一些无机颗粒成分，能够形成体积较大的晶格，所以堵浆固化体具有很好的微膨胀功能，这样能够与地层或钢体介质形成非常致密的固化体，能够承受更高压力；堵剂的封堵强度高，可以承受90MPa的压差作业；堵剂抗三轴应力能力高，堵剂固化后，三轴应力实验变现非常好，堵剂泊松比(0.203)远远高于固井水泥(0.105)，而弹性模量(4993.4)远远小于固井水泥(6180.2)；堵剂完全达到或超过中石油固井水泥标准中优质水泥浆的弹性模量下于5500的指标；堵剂的施工安全性高。附图说明
[0039] 图1为完井管柱结构示意图；
[0040] 图2为甜点中部油层孔隙度平面图；
[0041] 图3为甜点中部油层含油饱和度平面图；
[0042] 图4为在选定裸眼水平井的现有套管内下入尾管柱的实物图；
[0043] 图5为堵浆泵注到裸眼水平井内的实物图；
[0044] 图6为堵浆形成的互穿网络结构示意图；
[0045] 图7为部分无定形的水化产物已被溶蚀的图片；
[0047] 图9为自愈合作用原理图；
[0048] 图10为堵浆的抗温性测试结果；
[0049] 图11为堵浆的膨胀性结果；
[0050] 图12为堵浆的抗盐性测试结果；
[0051] 图13为某油田工况下堵剂的强度图；
[0052] 图14为对压裂作业实物图；
[0053] 图15为泵注降解剂或等待足够长时间的实物图；
[0054] 图16为堵浆液化，提出所述入尾管柱，进行新、旧压裂层位共同生产的实物图；
[0055] 图17为堵浆均匀的铺到每簇射孔所产生的裂缝里的实物图。
具体实施方式
[0056] 本发明提供了一种裸眼水平井重复压裂方法，包括以下步骤：
[0057] 以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，进行重复压裂潜力分析，选定裸眼水平井；
[0058] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带电动马达和钻头的连续油管管柱，钻磨掉所有球座，同时用水基压裂液基液循环出碎屑；
[0059] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带通井规和刮削器的连续油管管柱，在原球座位置反复通过三次，确保基管内通径无变形；
[0060] 在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带上下皮碗封隔器和喷嘴的连续油管管柱，所述喷嘴放置于两个皮碗封隔器中间；
[0061] 将喷嘴位置对准原第一滑套位置，强制挤注堵浆，到所述对应的裸眼水平井段，过量顶替堵浆到原人工裂缝内部1米处，停泵10分钟，利用堵浆特有驻留特性，再次起泵强制挤注设计堵浆量剩余部分，并充满所述水平井段油套环空，过量顶替堵浆，以基管内不残留堵浆为原则；
[0062] 重复上述步骤，完成裸眼水平井段所有段原人工裂缝和油套环空挤注，然后关井等候所述堵浆完全固化，所述堵浆包括堵剂和水，所述堵剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁；
[0063] 使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定裸眼水平井全井段基管进行整体试压，80MPa下，稳压30分钟，压降不超过0.5MPa为合格；
[0064] 得到待压裂完整水平井井筒；
[0065] 对所述待压裂完整水平井筒，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业；
[0066] 对所得已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑；
[0067] 泵注专用降解剂，使所述压裂完水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产。
[0068] 对所述待压裂完整水平井筒，开展常规多簇射孔体积压裂(速钻或可溶桥塞)、高密度射孔缝控体积压裂(速钻或可溶桥塞)、连续油管带喷枪底封拖动压裂(环空加砂)等多级压裂作业；
[0069] 对所述已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑(连续油管带喷枪底封拖动压裂(环空加砂)除外)；
[0070] 本发明以区域构造地质特征、储层特征和单井控制储量、以往采出程度为分析参数，进行重复压裂潜力分析，选定裸眼水平井。在本发明中，所述裸眼水平井的现有基管的悬挂器以下基管内径优选≥41/2″，即四寸半套管。在本发明中，所述储层特征优选包括测录井特征和构造沉积特征、储层纵横向分布、三维应力状态、天然裂缝发育情况和甜点夹层分布。
[0071] 在本发明中，所述甜点夹层分布优选包括储层甜点分布特征和隔层分布特征。
[0072] 在本发明中，所述单井控制储量评价优选包括含油气面积、油气层厚度、有效孔隙度、原油天然气密度、含油气饱和度和体积系数。
[0073] 在本发明中，所述重复压裂潜力分析时优选根据Arps产量递减法计算水平井可采储量。
[0074] 在本发明中，所述重复压裂潜力分析时优选采用油藏工程产量劈分法分析所述水平井剩余油分布规律。
[0075] 选定水平井后，本发明在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带电动马达和钻头的连续油管管柱，钻磨掉所有球座，同时用水基压裂液基液循环出碎屑。本发明对所述下入带电动马达和钻头的连续油管管柱的具体方式没有特殊的限定，采用本领域技术人员熟知的方式即可。
[0076] 选定水平井后，本发明在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带通井规和刮削器的连续油管管柱，在原球座位置反复通过三次，确保基管内通径无变形。
[0077] 选定水平井后，本发明在所述选定裸眼水平井的现有基管内下入带上下皮碗封隔器和喷嘴的连续油管管柱，所述喷嘴放置于两个皮碗封隔器中间；将喷嘴位置对准原第一滑套位置，强制挤注堵浆，到所述对应的裸眼水平井段，过量顶替堵浆到原人工裂缝内部1米处，停泵10分钟，利用堵浆特有驻留特性，再次起泵强制挤注设计堵浆量剩余部分，并充满所述水平井段油套环空，过量顶替堵浆，以基管内不残留堵浆为原则；
[0078] 重复上述步骤，完成裸眼水平井段所有段原人工裂缝和油套环空挤注，然后关井等候所述堵浆完全固化，所述堵浆包括堵剂和水，所述堵剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁。在本发明中，所述堵剂的粒度分布优选为8～2500目，密度优选为3.15～3.20g/cm3。
[0079] 在本发明中，所述堵浆的表观粘度优选为25～85mPa·s，流动度优选为17～27cm。
[0080] 堵浆完全固化后，本发明使用水基压裂液基液，用压裂车组对所述选定裸眼水平井全井段基管进行整体试压，80MPa下，稳压30分钟，压降不超过0.5MPa为合格；得到待压裂完整水平井井筒。
[0081] 得到待压裂完整水平井井筒，本发明对所述待压裂完整水平井筒，开展常规多簇射孔体积压裂、高密度射孔缝控体积压裂、连续油管带喷枪底封拖动压裂的多级压裂作业。在本发明中，所述常规多簇射孔体积压裂优选为速钻或可溶桥塞；所述高密度射孔缝控体积压裂优选为速钻或可溶桥塞；所述连续油管带喷枪底封拖动压裂优选为环空加砂。
[0082] 多级压裂作业完成后，本发明对所得已压裂完水平井筒，使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底，同时用水基压裂液基液循环出桥塞碎屑。在本发明中，连续油管带喷枪底封拖动压裂(环空加砂)不需要使用连续油管带电动马达和钻头，钻磨通井到井底。
[0083] 钻磨完桥塞后，本发明泵注专用降解剂，使所述压裂完水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产。在本发明中，所述完全水化优选为所述已压裂水平井中油套环空及初次压裂裂缝内1m已经固化的堵浆水化。
[0084] 在本发明中，所述降解剂优选包括高锰酸钾或过硫酸钠。按照每100方堵浆泵注0.2吨降解剂。
[0085] 为了进一步说明本发明，下面结合实例对本发明提供的裸眼水平井重复压裂方法进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。
[0086] 实施例1
[0087] 井号：JHW019井别：评价井
[0088] 最大井斜角：90.63°
[0089] 完井方法：裸眼完井
[0090] 平台边缘水平井，水平段长度1228.03m，垂深在3233-3292.7m
[0091] 6”水平段，采用裸眼封隔器+投球滑套完井，共分15级
[0092] LCG组上甜点，裂缝欠发育
[0093] 实钻井眼轨迹：
[0094] JHW019井2014年4月21日完钻，核磁解释：水平段长度1228m，油层钻遇率61.8％(759m)，一类油层钻遇率19.5％(239m)、二类油层钻遇率15.8％(194m)、三类油层钻遇率26.6％(326m)。有效孔隙度平均值9.2％，含油饱和度平均值63.5％。
[0095] 完井管柱结构如图1所示，套管程序如表1所示。
[0096] 表1套管程序
[0097]
[0098] 常规测井：
[0099] 测井深度为3459-4815m，共解释层段1356m，解释出油层301.2m、差油层469.3m和含油层488.4m，其他为干层。
[0100] 核磁解释：
[0101] 依据核磁测井孔隙度对储层进行分类。本井共解释：一类储层厚度302.3m，全井3459-4815m，占比22.3％；二类储层：厚度470m，占比34.7％；三类储层：厚度488.5m，占比
36％。其中I、Ⅱ类储层钻遇率为56.95％；I、Ⅱ、Ⅲ类储层钻遇率为92.98％。与常规测井结果相近。
36％。其中I、Ⅱ类储层钻遇率为56.95％；I、Ⅱ、Ⅲ类储层钻遇率为92.98％。与常规测井结果相近。
[0102] 裂缝特征：
[0103] 本井在井段4050-4067m裂缝较发育，其余井段裂缝欠发育、不发育。
[0104] 裂缝类型以直劈缝、斜交缝等有效缝为主，部分层段可见到溶蚀孔。
[0105] 储层特征：
[0106] 1)录井情况
[0108] 录井解释情况
[0109] LCG组：岩屑荧光46层、厚1395.00m；气测异常7层、厚1342.00m，气测全烃最大1.9001％，组分出至nC5。录井解释1层、厚1395.00m，其中油层4层、厚1060.00m，含油层3层、厚282.00m。
[0110] 岩性及含油性：浅灰色、灰色、深灰色荧光泥岩、白云质泥岩夹灰质泥岩、泥质粉砂岩、白云质粉砂岩、泥质白云岩。湿照荧光1-3％，暗黄色，弱发光，干照荧光1-2％，暗黄色，弱发光，喷照荧光3-5％，黄色，中发光，系列对比8-9级，乳白-乳黄色。
[0111] 钻井液情况：钻揭该段时钻井液密度1.42-1.52g/cm3、粘度60-74s无明显变化，出口电导率53.77-84.39mS/cm(电导率变化大是由于钻井液调整导致的)。
[0112] 气测：全烃：0.0316％↑1.9001％，C1：0.0107％↑1.1090％，组分出至C5，解释为油层、含油层。
[0113] 物性：钻时(43-1)min/m(受定向钻进影响)。
[0114] 录井解释：录井解释为油层。
[0115] 2)沉积特征
[0116] 甜点体为浅湖相、滨浅湖相、滨湖相夹云泥坪相沉积。
[0117] 甜点油夹层分布
[0118] 1)油层分布特征
[0119] 一类区甜点体油层跨度35m，划分为3个小层，岩性主要为砂屑云岩、岩屑长石粉细砂岩和云屑砂岩。
[0120] 油层集中，横向连续性好，叠合厚度大于10m，主力层厚度大于4m。
[0121] JHW019井目的层为甜点中部(岩屑长石粉细砂岩)油层，主体区域厚度大于4m，以I类为主，横向连续性好。
[0122] 图2为甜点中部油层孔隙度平面图，图3为甜点中部油层含油饱和度平面图。
[0123] 甜点中部油层孔隙度平均11.7％，含油饱和度平均67％，物性、含油性好。
[0124] 2)甜点隔层分布特征
[0125] 甜点主要发育3个隔层，甜点中部油层之上两个隔层厚度0～1.6m，分隔能力有限。下部隔层4.8～6.2m。
[0126] 隔层三抗张强度13.9MPa，水平最小主应力为50.1MPa，破裂压力64MPa；
[0127] 隔层二抗张强度12.5MPa，水平最小主应力为49.8MPa，破裂压力62.3MPa；
[0128] 隔层与目的层破裂压力差为1.1～2.8MPa，下部隔层厚5m左右，裂缝易向上扩展。
[0129] 表2为目标区块层位破裂强度及地应力对比。
[0130] 表2目标区块层位破裂强度及地应力对比
[0131]
[0132] JHW019井单井控制储量估算：
[0133] 1)含油面积
[0134] 依据：水平段长度1228m，宽度取300m(井距为300m)，则含油面积为0.3684km2。
[0135] 2)油层厚度
[0136] 根据前期完成的油层厚度图，取值4.5m。
[0137] 3)有效孔隙度
[0138] 取JHW019井钻遇油层、差油层厚度加权平均值，为0.11，与原储量参数I类+II类的孔隙度值同为0.11。
[0139] 4)原油密度
[0140] 根据2014年12月投产后的原油分析资料，取值0.879。
[0141] 5)含油饱和度
[0142] 取原来一类储层的储量参数，为0.673。
[0143] 6)体积系数
[0144] 取原来一类储层的储量参数，为1.06。
[0145] 表3为JHW019井单井控制储量估算表。
[0146] 表3JHW019井单井控制储量估算表
[0147] 面积 厚度 孔隙度 饱和度 密度 体积系数 资源量km2 m f f g/cm3 f 104t
0.3684 5.5 0.11 0.673 0.879 1.06 12.4
0.3684 5.5 0.11 0.673 0.879 1.06 12.4
[0148] 重复压裂潜力分析：
[0149] 根据Arps产量递减法计算本井可采储量18905t，目前累计采油8633吨，采出程度45.66％，剩余可采储量10272t，具备重复压裂挖掘潜力。
[0150] 潜力分析：采用油藏工程产量劈分法分析本井剩余油分布规律。经过分析，一、二类油层虽然采出量多，但由于原始储量高，剩余油相对富集，仍是复压挖潜重点。结论：一、二类储层是重复压裂改造重点。
[0151] 选定裸眼水平井井底温度范围51～120℃。
[0152] 老井现有水平段基管型号为41/2“。
[0153] 在选定裸眼水平井的现有基管内下入连续油管，实物图如图4所示。
[0154] 泵注堵浆到所述裸眼水平井内，顶替并充满所述入段初次压裂裂缝1m内和油套环空，然后固化所述堵浆，所述堵浆包括堵浆和水，所述堵剂包括硫铝酸钙水化物、石膏、氧化钙和氧化镁，得到待压裂水平井，实物图如图5所示；
[0155] 堵剂是多种多功能材料精细加工、颗粒级配复配而成的产品。
[0156] 外观：灰褐色粉末
[0157] 粒度分布：8-2500目
[0158] 密度：3.15-3.20g/cm3
[0159] 配制流体：与水泥浆类似；
[0160] 配制密度：1.45-2.60g/cm3
[0161] 表观粘度：25-85mPa·s；
[0162] 流动度：17-27cm
[0163] 稠化时间：任意可调
[0164] 可钻性：固结物可钻性很好
[0165] 堵剂封堵机理
[0166] 1、形成互穿网络结构
[0167] 堵剂和水配制成一定浓度的堵浆，在堵浆进入漏层(漏点时)在压差作用下(大于0.7MPa)，堵浆中组分协同增效，发生化学反应，这时，堵浆很快就能形成互穿网络结构，形成特殊的流态，堵浆中的其他组分，就能充填密实网络结构中的空隙之中，堵浆就具有耐冲刷能力，就具备了驻留性能。
[0168] 互穿网络结构主要是堵浆中的各种柔性纤维、刚性纤维、堵浆中水化产物CSH凝胶、以及许多化学反应生产的晶体等物质互相缠绕、耦合成一个整体结构。堵浆在封堵段(层)不返吐，堵浆不产生混浆带。
[0169] 图6为堵浆形成的互穿网络结构示意图。
[0170] 2、膨胀作用
[0171] 硫铝酸钙水化物与石膏发生反应生成钙矾石，产物晶格比原化合物的晶格占据更大的空间，产生明显的膨胀效应，可引起体积的增加。
[0172] 氧化钙和氧化镁的膨胀作用是：氧化钙和氧化镁生成氢氧化钙和氢氧化镁，晶形发生变化，体积增大，发生微膨胀。
[0173] 堵剂开放膨胀率为1.8～4.5％。
[0174] API固化体膨胀率为0.3-0.8％。
[0175] 3、自愈合作用
[0176] 堵剂在动态养护条件下，堵剂表面上结晶是完好的棒状的钙矾石晶体，在钙矾石晶体下方，可见部分无定形的水化产物已被溶蚀(图7)，露出新鲜表面，在这新鲜表面上，生成了大量纤维状CSH凝胶，属于Diamond定义的CSH(II)型(图8)，是水化初期的产物。图9为自愈合作用原理图，这些堵剂固化体胶结界面能够持续生成许多耐冲蚀的水化产物，消除了界面的有害过渡带，使界面具有很强的抗高压流体冲蚀的能力，这就是堵剂界面自愈合作用，这种作用从根本上提高了封堵质量，提高了界面胶结强度，延长了界面强度的持续性。
[0177] 驻留性
[0178] 堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内，不返吐。现场应用时，可以根据现场具体情况来调整堵浆的稠化时间，以满足现场安全施工的要求。
[0179] 三轴应力分析(韧性)
[0180] 循环温度140℃基础水泥石，堵剂固化体三轴应力测试结果如表4所示。
[0181] 表4三轴应力分析结果
[0182]
[0183] 堵浆具有较高的泊松比和较低的弹性模量值，即堵浆固化体具有很好的抗三维应力的作用，也就是，能够满足现代固井技术的要求。中石油固井水泥浆标准要求弹性模量小于5500，为合格水泥浆体系。
[0184] 抗温性测试结果如图10所示，图11为膨胀性结果，图12为抗盐性测试结果，表5为流变性测试结果。
[0185] 表5流变性测试结果
[0186]
[0187] XX油田工况下堵剂的强度如图13所示，从图中可以得到：在95℃时，在堵剂内的水化反应在120天内持续进行；在150℃时，在堵剂内的水化反应在60天内持续进行，150℃养护的堵剂固化体强度高于95℃养护的堵剂强度。而普通水泥浆则在100小时左右达到稳定状态。
[0188] 对所述待压裂水平井开展多级压裂作业，实物图如图14所示；
[0189] 泵注降解剂，实物图如图15所示，使所述待压裂水平井中已经固化的堵浆完全水化，实现新、旧压裂裂缝共同生产，实物图如图16所示。
[0190] 图17为堵浆均匀的铺到每簇射孔所产生的裂缝里的实物图。
[0191] 工艺要点
[0192] 采取封堵+补孔压裂求产工艺
[0193] 1、下油管1000m，再下连续油管至人工井底；
[0194] 2、替堵浆至井底，然后拖动连续油管；边替边拖，还要环空控制环压10-15MPa；
[0195] 3、连续油管拖至安全位置，正顶压井液；
[0196] 4、关井，正挤压井液，将堵浆挤入初次压裂裂缝段；
[0197] 5、等候压力扩散后，起出连续油管；
[0198] 6、憋压关井侯凝；
[0199] 7、钻磨通井，试压80MPa；
[0200] 8、多级补孔压裂新层段，压后钻塞、注降解剂水化已固结堵浆，新、旧裂缝共同求产。
[0201] 获得日产55t油，含水12.5％。
[0202] 1、堵剂有颗粒级配
[0204] 2、堵剂有驻留性
[0205] 堵剂配制的堵浆中含有多种不同颗粒的化学成分，能够协同增效，在地层孔隙中呈平板型流型，有很好的驻留性，能够在地层孔隙中驻留，不易被地层流体冲蚀掉；水泥浆在地层孔隙中呈尖峰型流型(指进现象)，没有驻留性，易被地层流体冲蚀；堵剂进入地层后不返吐，水泥浆有返吐现象。
[0206] 3、堵剂能够形成互穿网络结构
[0207] 堵浆在地层中，只要有0.7MPa的作用力，就能够快速(68s以内)形成互穿网络结构，此时，就有一定的承压(6-8MPa)能力，这样就提高了堵剂的封堵效果；水泥浆只有在稠化(一般240min以后)时才能形成互穿网络结构，在形成结构以前容易被地层流体稀释、冲蚀，封堵效果就差；堵剂封堵的成功就比水泥浆的高很多。
[0208] 4、堵浆固化体有微膨胀性能
[0209] 堵剂中化学组分的相互作用，特别是一些无机颗粒成分，能够形成体积较大的晶格，所以堵浆固化体具有很好的微膨胀功能，这样能够与地层或钢体介质形成非常致密的固化体，达到能够承受更高压力的作用；水泥浆的固化体是微收缩的，在周围介质之间形成微裂缝，容易被地层压力破坏，出现微渗漏，即使是水泥浆中掺加膨胀性的组分，但是，会降低水泥浆固化体的整体强度；堵剂封堵后的有效期更长。
[0210] 5、堵剂的封堵强度高
[0211] 堵剂固化体封堵强度非常高，目前现场应用可以承受75MPa的压裂作用；而水泥浆固化体API抗压强度只要大于14MPa即为合格，封堵强度相对小于堵剂；堵剂封堵后可以满足空套管压裂的需要。
[0212] 6、堵剂抗三轴应力能力高
[0213] 堵剂固化后，三轴应力实验变现非常好，堵剂泊松比(0.203)远远高于固井水泥(0.105)，而弹性模量(4993.4)远远小于固井水泥(6180.2)；堵剂完全达到或超过中石油固井水泥标准中优质水泥浆的弹性模量下于5500的指标；堵剂完全可以用于产层固井的需要。
[0214] 7、堵剂的施工安全性高
[0215] 堵剂中的耐温、抗盐组分的相互作用，现场使用时非常“温和”，稠化时间任意控制，与地层中矿化度的地层水有很好的配伍作用，具有很好的抗盐抗温能力，不会出现“闪凝”、“聚凝”现象，从施工的1400余口井中还没有出现任何井下事故；水泥浆在现场使用时，容易受到地层矿化度地层水的污染，容易出现“闪凝”、“聚凝”现象，导致“插旗杆”、“灌香肠”复杂的井下事故；堵剂施工安全性很高。
[0216] 以上所述仅是本发明的优选实施方式，并非对本发明作任何形式上的限制。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
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