伊通盆地基岩勘探区带评价与目标部署

2019-02-13李广民

石油知识 2019年4期

李广民

（吉林油田油气工程研究院吉林松原 138000）

吉林油田的油气勘探不断深入，伊通盆地的基岩可能是含有相当大的油气藏的一个勘探目标。基岩中的油气藏对吉林油田未来油气储量的发现与增加可能比预料的要重要得多。2017年，吉林油田开展了基岩改造提产技术攻关研究，当年便形成基岩复杂缝网压裂技术，现场应用1口井；自主研发1-2种稠化酸体系；形成低残渣低伤害压裂液体系，残渣含量低于100 mg/L。

1 基岩改造提产技术攻关内容

1.1 开展基岩储层提高改造程度技术研究

针对纵向复杂岩性储层地应力分布差距大，人工裂缝扩展形态复杂，笼统改造主力层位改造不充分的认识，确定下一步采用纵向细分隔分层压裂工艺。针对单一岩性厚储层进一步提高横向波及体积技术需求，初步完善基岩复杂缝网压裂关键参数优化设计研究，伊78井基岩储隔层地应力分析并优选确定射孔井段，优化伊78井缝网压裂各项施工参数，优选压裂液体系，现场施工总液量2234方，总砂量97方，施工排量8～13方/分，压后日产油3.1方，目前累排液1714方，返排率76%。

1.2 开展低伤害压裂技术研究

此项研究可以形成满足低残渣、低表面张力、低伤害要求的压裂液体系。针对油气藏水敏、水锁、残渣残胶伤害，形成了残渣含量≤50mg/L，表面张力≤22mN/m，酸性交联高效防膨压裂液体系，满足低伤害压裂技术需求，目前已在英台致密气井等开展10口井现场试验，实施效果较好。

1.3 研发两类稠化剂体系，初步确定配方及合成工艺

携砂稠化体系：自主研发有机锆酸性交联剂，形成有机锆与羧甲基瓜胶的交联体系，使用温度可达100℃，pH值1～3，交联时间30～120s可控，交联后黏度可达300mPa·s以上；常规稠化体系：优选完成3种黄原胶体系评价实验，在15%HCL溶液中，黄原胶黏度保留率约为30%，0.8%黏度达到40～50mPa·s；

1.4 优选1种加砂酸压体系

通过对6种稠化酸体系，评价黏度、残酸黏度、沉降能力及缓速性能等四个方面，考虑携砂及配注工艺，初步确定一种稠化酸体系，黏度达到100mPa·s；通过评价不同砂比下砂的沉降速度，认为该体系能具备10%携砂能力。

1.5 建立现场快速检测方法，有效指导矿场实施

形成不同温度场稠化酸黏度图版-指导方案设计及现场调控；建立现场药剂监测、监测方法-药剂质量、配药工艺合理性、药剂混合均匀程度。

1.6 针对伊通碳酸岩酸压初步明确了主要问题，并提出了初步的解决方案

针对纵向复杂岩性储层，主缝偏向地应力低隔层或夹层，有效分割隔层及夹层难度大的问题，采用工艺方式把酸压方向固定在纯大理岩层；针对单一大理岩储层，大理岩含量高、脆性大，易碎，主缝不均匀刻蚀程度低，主缝抗压力能力差，易闭合，采用加砂酸压，加大主缝导流能力；完成基岩储层特征认识与评价研究，为基岩提产改造提供依据。通过伊78等3口井的核磁孔隙度、裂缝情况、成像结构等资料，明确基岩储层特征认识，采取针对性改造措施。

2 主要创新成果及认识

2.1 明确基岩改造技术对策，建立基岩提产改造技术模式

针对两种储层明确细化不同的改造思路：对于单一岩性储层，完善大规模缝网改造优化技术，实现低伤害、沟通远端天然裂缝、增加改造体积的目的；对于组合岩性储层，通过细分层针对性合理缝网改造技术，优化人工裂缝剖面参数，优选低伤害压裂材料进行规模改造。

通过对伊56-2井、伊18-3井、伊78井3口井的压裂改造，施工过程中起净压力超过10MPa以上，显示了单一岩性储层应用缝网压裂效果较好；伊18-3井的108-119号层纵向上岩性复杂，笼统混压未能突破高应力区，影响压后产能，针对这种复杂岩性储层还需要精细压裂层段划分，进行合理改造。

2.2 自助研发稠化酸体系

实验基本性能满足现场应用，走出了酸压技术自主化的第一步；筛选出可携砂10%的稠化体系，为酸压技术开展加砂试验提供必要的技术支持；初步明确了伊通碳酸岩岩性复杂、地应力复杂的特点，建立适合吉林油田地面和储层特征的酸化酸压工艺。

2.3 配套形成低伤害压裂液体系，降低储层伤害

围绕降低压裂过程中的三项伤害，开展岩心CST毛细管吸收时间测试，优选改性纤维素压裂液体系，满足低伤害压裂的需求。通过优化压裂液配方，形成了满足70-100℃、100-130℃、130-160℃储层的三套压裂液体系，对其综合性能进行评价，满足低伤害压裂需求，残渣含量（23mg/L），表面张力22～24mN/m，酸性交联（pH4～5）有利于防止黏土膨胀。