裂缝性油藏压裂提产技术研究

2019-05-16曹前飞

石油知识 2019年2期

曹前飞

（中国石油吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000）

1 技术背景

1.1 大情字区产能建设重要性日益凸显，急需非常规压裂技术手段

大情字油藏可挖掘资源丰富，未动用储量占吉林油田25.6%，主要以大情字高台子油藏为主，大情字产能贡献率＞30%。随着开发工作的持续深入，Ⅰ、Ⅱ类效益储量具备建产规模仅11万吨，以外扩、断堑井为主，资源品质整体较差（薄层、薄互层2～3小层、渗透率0.5～1mD、丰度＜30），常规储层改造方法已无法满足当前开发需求，急需技术突破。

1.2 裂缝性油藏储层特性决定施工难度大，加砂困难

区块储层厚度薄1～3m，泥质含量35.6%，压裂施工压力高、不稳定；天然裂缝发育，储层滤失大，压裂液效率低，加砂困难，平均砂比不到8%；岩石水平两项应力差值12MPa以上，抗张强度7.6MPa，形成复杂裂缝难度大。区块开发以来，压裂施工井不成功案例频发，压裂成功率67.8%，严重影响产能评价及开发效果，如何提高压裂改造效率面临巨大考验。

2 技术路线

综合储层基质渗流能力，井网条件、裂缝方向见水规律认识，开展两方面工作，解决生产难题。一是通过老井投产效果不断评价储层品质与压裂参数相关性，指导新井关键参数设计更科学合理；二是全方位开展大规模加砂压裂技术及提高裂缝带宽技术研究与现场试验，充分改造储层，实现加好砂加够砂。

3 技术对策

3.1 设计上找准影响压裂井主控因素，为新井压裂参数优化提供依据

以投产压裂工艺相同，排量相当3.8 m3/m、砂液比恒定、规律性强的区块作为统计对象。通过对黑60区2012-2017年45口新井分析，压后初产、稳产与物质基础、砂液量有较强对应关系。在物性资源相当下，产液随加砂强度呈对数分布，在2.7～3.3m3/m间趋于稳定。但随着资源品质变差，3m3/m加砂强度已不能满足当前地质开发需求，通过裂缝支撑剖面拟合，导流能力优化，多次现场拟合，最终确定现阶段合理加砂强度为4m3/m，设计规模更科学、可循。

3.2 工艺上改变传统直井压裂完井方式，提高施工成功率

传统压裂以封隔器+油管压裂为主，排量约4m3/m时已接近施工限压55MPa，施工压力高且不稳，净压力3.1～3.5MPa，动态缝宽3.8～4.5mm，导致储层改造不充分，加砂困难。为了减小砂堵风险，需要提高限压来提高净压力及裂缝宽度，2018年全面推广套管压裂工艺。根据施工压力，计算不同井深位置套管承压，匹配不同钢级套管组合，配套快钻桥塞工艺，排量12～6 m3/m可控，净压力7～8MPa，动态缝宽8～10mm，施工压力低且平稳，满足了地质改造需求。

3.3 纵向上优化薄层、薄互层工艺，提高储层有效动厚度的同时加好砂

纵向跨度大薄互层合压改造规模优化难度大，施工难度高，理想状态下细分层均能实现改造，而实际情况薄互层仅改造一层，穿透比失控，沟通水井。针对纵向跨度大应力相差较大储层，采取套管暂堵压裂；针对纵向跨度大应力相差较小储层，通过不同排量下对应孔眼摩阻计算，调整射孔厚度及孔密，变排量施工，取得较好效果；针对薄差层，修正量化标准（表1），确立不同储层小粒径组合支撑技术，压裂109口203层，成功率95.1%。

表1 小粒径组合支撑剂量化标准

3.4 平面上储层集约化干扰压裂，增加波及带宽，提高横向改造程度

以小平台为单元，明确地质矛盾，针对小层连通情况及井网位置，优化压裂工艺和裂缝参数，控制合理穿透比，实现裂缝与水驱半径合理匹配，最大限度发挥井网作用。注水北东、东西优势方向井采用常规大规模、缝内转向、变排量压裂；注水南北弱势方向井采用缝网压裂、交替注入、顺序干扰压裂，最终实现整体改造。

3.5 整体上结合储层特征、井网及裂缝方向见水规律，形成不同区块提产模板

不同区块开展三种不同压裂工艺模式技术适应性评价，压后效果对比，形成不同区块主体施工模式。针对储层条件及开发形势较好，施工难度较低井，常规压裂技术可满足开发需求，黑75区：排量4～5.5m3/m，单层液量300m3，砂量20m3；针对储层物性一般、注采见效较差，定型为前置滑溜水+大规模压裂，黑60、黑46区：排量8～6m3/m，单层液量350+350m3，砂量26m3；针对高台子物性差区块，借鉴致密油做法，定型为缝网压裂，套管+桥塞分压工艺，黑69、黑80区：排量10～12-6m3/m，单层液量800+400m3，砂量32m3。