PDF《低成本致密油层水平井重复压裂新方法》

370 体积压裂工艺可以通过缝网改造解决页岩、 致 密储集层增产难题, 压后存在较长时间的稳产期, 吐 哈油田马

56 油区致密油层正是通过水平井体积压 裂获得高产[1] , 成功建成国内第

2 个致密油开发示 范区.然而与国内外页岩储集层不同的是, 该区通 过水平井体积压裂后产量很快下降至区块上产目标 以下, 高产期短, 一次采收率低, 难以形成稳定的生 产模式, 需要重复压裂改造[2-3] .目前国内通常采用 双封单卡、 暂堵压裂等工艺实施水平井重复压裂, 白 晓虎等人分别介绍了双封单卡、 暂堵压裂工艺解决 鄂尔多斯致密油藏水平井重复压裂改造难题的应用 成果, 研究表明双封单卡有利于解决前期改造规模 小的水平井重复压裂难题;

暂堵压裂有利于解决裂 缝间距大、 改造规模小、 水平段中部能量补充困难的 水平井重复压裂难题[4-5] .但马

56 区块致密油层前 期采用水平井体积压裂大规模密集改造储层, 存在 区块增产需求与这两种重复压裂工艺不适应、 重复 压裂成本不断升高与近期油价持续低迷的形势冲突 等问题, 必须开展与之适应的低成本重复压裂新方 法研究.笔者通过对马

56 区块致密油层生产情况 分析, 发现存在 见油快、 后期产量及含水稳定 的 特点, 以此为基础开展提高采收率基础试验, 验证注 水有利于补充地层能量, 再结合体积压裂工艺, 形成 致密油低成本水平井重复压裂增产技术.

1 储层特征及生产现状 1.1 储集层特征 马56 油区致密油层埋深主要分布在

2 000~

3 000 m, 油层厚度 10~40 m.储集层岩性以凝灰岩 为主, 基质含油性较好, 孔隙度分布 14%~22%, 渗透 率主要分布 0.1~0.5 mD, 平均含油饱和度 70.2%, 属 于中高孔、 特低渗、 高含油饱和度致密油层. 1.2 井型选择 开发初期, 主要采用直井压裂完井, 单井产量 低、 有效期短, 难以形成商业开采价值.由于储集 层岩石具有弹性模量高(25.2~30.8 GPa) 、 泊松比低 (0.21~0.23) 、 脆性较强(脆性指数 0.46~0.54) 的特点, 后采用水平井体积压裂, 致密油储集层得到有效动 用.压后初期平均单井产量

15 t/d, 稳产

8 t/d, 有效 期近

1 年. 1.3 前期改造工艺 通过不同水平井段长、 压裂工艺(速钻桥塞分簇 压裂、 固井滑套分段压裂、 裸眼分段压裂) 实施效果 对比, 最终形成水平井套管完井、 长水平段(>

800 m) 、 速钻桥塞多段分簇(前期水平段短, 平均

6 段, 每段

3 簇) 、 大排量(12 m3 /min) 、 复合压裂液(滑溜 水55%+ 冻胶 45%) 、 组合粒径支撑剂的压裂工艺.

2 常规重复压裂存在问题及拟解决方案 2.1 存在的问题 目前常采用双封单卡压裂、 笼统压裂以及暂堵 转向压裂等工艺解决水平井重复压裂增产难题, 但 前期现场试验情况表明双封单卡压裂受施工排量影 响(目前仅能达到

10 m3 /min) 不能进一步增大改造 体积, 且作业时效低;

笼统压裂与暂堵转向压裂增 产幅度中等或较小, 未能达到预期效果, 而且暂堵压 裂施工压力变化不明显, 无有效技术手段监测裂缝 开启以验证工艺有效性.与此同时, 压裂工具、 材料 的大规模应用, 造成施工成本的增加. 2.2 解决方案 体积压裂要求大液量改造, 单段注入规模>

800 m3 , 单井压裂规模>

5

000 m3 , 在压后排液过程中出 现返排率 5%~15%、 压裂液尚未完全排出地层就见 油的现象, 即具有 见油快、 后期产量及含水稳定 的特点.研究认为大量滞留的压裂液在地层中起到 类似 注水吞吐 的效果, 因此, 在后期重复压裂过 程中, 拟采用注水和体积压裂相结合的新方法, 期望 通过补充地层能量及增大改造体积而获得高产.