裂縫性油藏壓裂提產技術研究

曹前飛

（中國石油吉林油田公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

1 技術背景

1.1 大情字區(qū)產能建設重要性日益凸顯，急需非常規(guī)壓裂技術手段

大情字油藏可挖掘資源豐富，未動用儲量占吉林油田25.6%，主要以大情字高臺子油藏為主，大情字產能貢獻率＞30%。隨著開發(fā)工作的持續(xù)深入，Ⅰ、Ⅱ類效益儲量具備建產規(guī)模僅11萬噸，以外擴、斷塹井為主，資源品質整體較差（薄層、薄互層2～3小層、滲透率0.5～1mD、豐度＜30），常規(guī)儲層改造方法已無法滿足當前開發(fā)需求，急需技術突破。

1.2 裂縫性油藏儲層特性決定施工難度大，加砂困難

區(qū)塊儲層厚度薄1～3m，泥質含量35.6%，壓裂施工壓力高、不穩(wěn)定；天然裂縫發(fā)育，儲層濾失大，壓裂液效率低，加砂困難，平均砂比不到8%；巖石水平兩項應力差值12MPa以上，抗張強度7.6MPa，形成復雜裂縫難度大。區(qū)塊開發(fā)以來，壓裂施工井不成功案例頻發(fā)，壓裂成功率67.8%，嚴重影響產能評價及開發(fā)效果，如何提高壓裂改造效率面臨巨大考驗。

2 技術路線

綜合儲層基質滲流能力，井網條件、裂縫方向見水規(guī)律認識，開展兩方面工作，解決生產難題。一是通過老井投產效果不斷評價儲層品質與壓裂參數相關性，指導新井關鍵參數設計更科學合理；二是全方位開展大規(guī)模加砂壓裂技術及提高裂縫帶寬技術研究與現(xiàn)場試驗，充分改造儲層，實現(xiàn)加好砂加夠砂。

3 技術對策

3.1 設計上找準影響壓裂井主控因素，為新井壓裂參數優(yōu)化提供依據

以投產壓裂工藝相同，排量相當3.8 m3/m、砂液比恒定、規(guī)律性強的區(qū)塊作為統(tǒng)計對象。通過對黑60區(qū)2012-2017年45口新井分析，壓后初產、穩(wěn)產與物質基礎、砂液量有較強對應關系。在物性資源相當下，產液隨加砂強度呈對數分布，在2.7～3.3m3/m間趨于穩(wěn)定。但隨著資源品質變差，3m3/m加砂強度已不能滿足當前地質開發(fā)需求，通過裂縫支撐剖面擬合，導流能力優(yōu)化，多次現(xiàn)場擬合，最終確定現(xiàn)階段合理加砂強度為4m3/m，設計規(guī)模更科學、可循。

3.2 工藝上改變傳統(tǒng)直井壓裂完井方式，提高施工成功率

傳統(tǒng)壓裂以封隔器+油管壓裂為主，排量約4m3/m時已接近施工限壓55MPa，施工壓力高且不穩(wěn)，凈壓力3.1～3.5MPa，動態(tài)縫寬3.8～4.5mm，導致儲層改造不充分，加砂困難。為了減小砂堵風險，需要提高限壓來提高凈壓力及裂縫寬度，2018年全面推廣套管壓裂工藝。根據施工壓力，計算不同井深位置套管承壓，匹配不同鋼級套管組合，配套快鉆橋塞工藝，排量12～6 m3/m可控，凈壓力7～8MPa，動態(tài)縫寬8～10mm，施工壓力低且平穩(wěn)，滿足了地質改造需求。

3.3 縱向上優(yōu)化薄層、薄互層工藝，提高儲層有效動厚度的同時加好砂

縱向跨度大薄互層合壓改造規(guī)模優(yōu)化難度大，施工難度高，理想狀態(tài)下細分層均能實現(xiàn)改造，而實際情況薄互層僅改造一層，穿透比失控，溝通水井。針對縱向跨度大應力相差較大儲層，采取套管暫堵壓裂；針對縱向跨度大應力相差較小儲層，通過不同排量下對應孔眼摩阻計算，調整射孔厚度及孔密，變排量施工，取得較好效果；針對薄差層，修正量化標準（表1），確立不同儲層小粒徑組合支撐技術，壓裂109口203層，成功率95.1%。

表1 小粒徑組合支撐劑量化標準

3.4 平面上儲層集約化干擾壓裂，增加波及帶寬，提高橫向改造程度

以小平臺為單元，明確地質矛盾，針對小層連通情況及井網位置，優(yōu)化壓裂工藝和裂縫參數，控制合理穿透比，實現(xiàn)裂縫與水驅半徑合理匹配，最大限度發(fā)揮井網作用。注水北東、東西優(yōu)勢方向井采用常規(guī)大規(guī)模、縫內轉向、變排量壓裂；注水南北弱勢方向井采用縫網壓裂、交替注入、順序干擾壓裂，最終實現(xiàn)整體改造。

3.5 整體上結合儲層特征、井網及裂縫方向見水規(guī)律，形成不同區(qū)塊提產模板

不同區(qū)塊開展三種不同壓裂工藝模式技術適應性評價，壓后效果對比，形成不同區(qū)塊主體施工模式。針對儲層條件及開發(fā)形勢較好，施工難度較低井，常規(guī)壓裂技術可滿足開發(fā)需求，黑75區(qū)：排量4～5.5m3/m，單層液量300m3，砂量20m3；針對儲層物性一般、注采見效較差，定型為前置滑溜水+大規(guī)模壓裂，黑60、黑46區(qū)：排量8～6m3/m，單層液量350+350m3，砂量26m3；針對高臺子物性差區(qū)塊，借鑒致密油做法，定型為縫網壓裂，套管+橋塞分壓工藝，黑69、黑80區(qū)：排量10～12-6m3/m，單層液量800+400m3，砂量32m3。

4 結論

2018年投產99口，可評價井60口，日產11.3/2.6t，效果顯著，并取得以下幾方面的認識：

（1）套管壓裂配套工藝技術的實施，完全解決了壓裂施工困難，加砂量達不到設計要求，解放了由于限壓對排量的束縛，成功率及改造規(guī)模大幅提高；

（2）通過老井投產效果不斷評價儲層品質與壓裂參數相關性，指導新井關鍵參數優(yōu)化，為壓裂參數優(yōu)化提供依據；

（3）從完井方式、工具、參數設計及材料等多方面開展現(xiàn)場試驗，形成不同區(qū)塊儲層技術模板，滿足了情字壓裂改造需求，實現(xiàn)低品資源效益開發(fā)。