A1井加砂压裂效果评价分析

【摘要】压裂是目前各大油田增产增油的主要措施之一，本文以一口气井为例进行分析，首先简要介绍了A1井的基本概况，其次介绍了A1井的压裂施工过程，最后对压裂效果进行了分析评价。

【关键词】压裂；措施评价；增产措施

1、A1井的基本概况

1.1 沉积特征

花港组为近海陆相浅湖-三角洲沉积相。由下而上依次出现浅水湖泊相-三角洲前缘-平原亚相、浅水湖泊相—三角洲前缘亚相、浅湖相。花港组下段为一套浅水湖泊相-三角洲前缘-平原亚相沉积，由多个下粗上细的正沉积旋回组成。每个旋回底部为中一细砂岩，可见大型槽状交错层理；向上渐变为细砂岩和粉砂岩，以小型交错层理为主，暗色条带状菱铁矿普遍分布，说明属于弱还原环境。顶部为粉砂岩和泥岩，普遍夹有薄煤层。储盖组合较好。

1.2 A1井生产情况

A1井是某气田一口气井，自投产以来：投产初期，产气20×104m3/d，日产油8m3/d，日产水0m3/d左右；从07年底开始，产气产油量逐渐下降，产水逐渐上升；到2008年7月时，日产气5×104m3/d，日产油1.0m3/d，日产水100m3/d左右；2009年2月，由于H3层产水大，因此钢丝作业投2.25”分离套于3163m滑套内，封H3层；至2009年10月，A3井产气3.9×104m3/d、产油1.3m3/d、产水0.2m3/d，井口油压5.1MPa，累计产气1.37×108m3，产油5417m3。

2、压裂施工过程分析

压裂于2010年10月2日9：40开泵，前置液阶段设计排量2.5m3/min，实际排量2.4～2.5m3/min，施工压力保持在36.2～41.9Mpa，携砂液阶段实际施工排量2.5～2.8m3/min，工作压力35.2～40.9Mpa，实际注入液量189.0m3，施工砂比19.1%。顶替结束停泵后测压降60min。整个施工过程按照施工设计进行，施工压力平稳，加砂顺利。

压裂施工中对压裂液交联情况进行了监测，交联剂排量较平稳，压裂液交联情况良好。从整个施工过程，可以看出采用的压裂液体系配方合理，耐温性和携砂性均可以满足现场施工的需要，保证了压裂施工的顺利进行。

3、压裂后效果分析

3.1排液分析

（1）第一次排液。该井排液分为两个阶段，第一阶段为压后直接利用压裂管柱，依靠地层弹性能量返排。2010年10月2日13：00测完压降，拆井口保护器后，连接返排管线试压合格，导通钻台油气分离器返排流程，调节针阀开度6.5mm，油压400psi，开始返排，压力逐渐降低至0，调节针阀开度到12mm，仍有压裂液返出，返排排量小，累计返出液量为2m3。随后压力降至为0，但仍有少许返排液，直至无返出后关井，累积返排液量5m3。

（2）第二次排液。在利用地层能量无法返排的情况下，10月4日13：00对连续油管进行试压，16：20有液返出，返排液为棕黄色，取样测得粘度3mpa.s，pH值7。18：00连续油管下入2500m，开始上提连续油管至500m，准备打氮气气举。取出液呈黄色，粘度3mpa.s，Ph值7，返出液温度有逐渐上升的趋势，排量4～6m3。从10月4日21：00至10月5日14：00，排量4～6m3，累积返排液量70m3左右。

共取返排液样4个，根据检测结果，压裂液破胶较好，破胶液粘度低。

停止氮气气举后，依靠地层能量返排，返排量1～1.5m3/h，18：00，重新起动氮气设备，返排液量较小，排量0.7m3/h。10月6日10：20关井，关井前压力1Mpa，2小时后井口油压17.5Mpa，开井后瞬间产气量3000～4500m3/h，压力持续下降，17：18油压降至1.11Mpa，下连续油管气举，返排量0.1～0.5m3/h。10月7日8：40，停止氮气气举，关井，3小时后开井，7.1mm油嘴，油压16.5Mpa，瞬时气量1300m3/h，17：00，井口压力6.1mpa，瞬时气量1056m3/h，，油嘴7.1mm，开始有少许液返出。截止10月8日16：00，井口压力稳定在5.0～5.5Mpa，略有上升趋势，产气量1100m3/h，平均返排液量0.25m3/h，累积返排液量90m3。图1是10月7开井后油压与产气量情况。

A1井压后排液存在以下特点：

（1）测试压力分析A3井地层滤失较大，压后由于设备原因，没有及时进行气举排液，因此增加了返排难度；

（2）地层出气，返排时井筒存在气液两相流，由于气体和压裂液破胶液的粘度、渗流特性等方面的差异，压裂液破胶液在地层或井筒存在滞后、滑脱，造成气多液少，不利于液体返排。

3.2效果分析

根据排液效果看，A1井压后产气量2.5×104m3/d。压力恢复显示关井后压力恢复较快，压力恢复速度7Mpa/h，开井后初期压力下降速度较快，4小时后井口压力稳定在5～6Mpa不降。

从压裂后的求产情况看出，压裂后形成了有效的水力支撑裂缝，增大储层泄流面积，提高储层渗流能力，达到改造储层、发挥储层生产潜能的目的。

结论

（1）由于A1井气层与气水层属于同一层砂体，中间不存在高泥质含量的隔层，因此采用优化施工规模来控制裂缝在纵向上的延伸。根据目前生产情况，裂缝高度得到了较好的控制，未压串水层，造成大量出水；

（2）A1井压裂施工采用原生产管柱，该管柱由3-1/2”和2-7/8”组合，有效的减小了管路摩阻，使设备能够正常有效运行，保证了施工过程顺利进行；

（2）A1井在主压裂前进行了小型压裂测试，根据分析，地层滤失系数较大，地层闭合应力较高，为了保证主压裂施工顺利进行，适当增加前置液比例；

（3）施工过程中压裂液交联情况良好，耐温性高，携砂性能良好，完全满足海上油气田现场施工的需求；

（4）A1井采用连续油管+氮气气举进行压后助排，截止目前，累计排出地层液体90m3左右，测试产气量2.5×104m3/d，压力保持在4.7MPa～6.1MPa之间，增产效果明显；

（5）由于氮气设备发电机与平台供电系统不匹配，A1井在压后未及时排液，导致压裂液破胶液在地层中停留时间过长，不利于液体返排，影响压后效果。

参考文献

[1]黄志文.压裂效果评价方法及目标性分析[J].内蒙古石油化工，2009年14期.