压裂项目

施工井是重点先导试验项目,系首次超大型致密油水平井密切割压裂施工,施工排量8.0-9.0方/分钟,累计入地液量12931方,加沙量1004方,整个过程平稳顺畅,各项数据全部达标。

针对厚度大、微裂缝发育、低产低能的低孔特低渗致密砂岩储层,在技术人员的努力下,提出了原缝重复压裂与加密新缝相结合、压裂改造与补充能量相结合、混合压裂液与解堵驱油剂相结合的“三结合”新思路,引入的渗吸、压裂、补能的“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系”很好的适应了地层压裂改造和现场施工工艺要求,取得了圆满成功。

“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系” 相比常规瓜胶压裂液可以更好的促进裂缝延伸,前期造缝能力强;胶液其耐温性更广泛,抗剪切能力更突出,压裂有效降阻率达到70%以上;破胶后无水不溶物,更利于压裂液返排,不会造成吼道堵塞。

渗析滑溜水+低粘滑溜水+高粘聚合物胶液压裂体系非常适合于低孔特低渗储层体积压裂改造。在致密砂岩储层(厚度大、存在微裂缝、低产低能)压裂改造当中,能够有效降低压裂液对储层及裂缝导流能力造成的伤害,制造出复杂缝网结构,从而获得更大的储层改造体积,提高压裂改造效果。

该井密切割压裂试验的顺利实施,对鄂尔多斯盆地进一步评价大规模压裂改造下的单井产能、配套工程工艺和经济效益提供了宝贵经验,为后续有效动用该类油藏提供了技术支撑,也为致密油和其它同类油藏高效开发指明了方向。

一、概况

1、区域概况

施工井工区内天然裂缝发育,是成藏主控因素。勘探面积3013平方公里,主要含油层系为延长组长8油层,岩性以岩屑长石砂岩为主,厚度10-15米,有效厚度7.5米,动用面积25平方公里,动用储量1179万吨。

区块油藏平均埋深1327米,孔隙度8.4%,渗透率0.34mD,地层温度39.0-55.3OC,压力系数0.86,地层温度39.0-55.3OC,原油密度0.8904g/3cm,黏度46.4mPa.s,属特低孔、特低渗、常温、常压普通稀油油藏,

2、井组概况

施工井区含油面积16.2平方公里,地质储量432万吨,可采储量16万吨,标定采出程度3.67%。储层孔隙度8.2%,渗透率0.37mD,厚度4.3-15.6米,有效厚度7.7米,含油饱和度47.5%,属特低孔、特低渗油藏。

油藏开发均以水平井压裂主,初期平单井日产油6.0吨,半年后降至1.0吨以下,存在高产期和稳产期短,自然递减快的问题。截至目前,采出程度不足4.0%,有效开发方式一直是困扰油田稳产、增产的主要问题之一。

3、开发特征

开发井网排状分布,井距500-700米,水平段500-1100米,平均840米,单井控制储量20万吨,岩心分析和测井解释油藏储层具有基质+裂缝双介质特征。

分析各井生产情况,总结区块开发特征如下:

一是高产井主要集中在裂缝+优质砂岩叠加位置,裂隙发育程度是油藏高产的主控因素。

二是产量整体表现为基质储层物性差、含油饱和度低、产量低、含水高;裂隙储层表现为物性好、含油饱和度高、产量高,含水低。

三是对于裂隙发育区,压裂施工规模越大、砂比越高产量越高;对于基质区,可通过大规模压裂改造沟通远端天然裂缝实现高产。

四是油藏开发普遍存在稳产期短,自然递减大,无有效能量补充等问题,亦是制约油田高产、稳产和有效动用的主要因素。

二、方案设计

1、油井基本情况

构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部,地面海拔1215.6米,设计井深2304.5米,完钻井深2303.0米,垂深1386.7米。

本井水平段总长度为800米(1503米-2303米),油气显示800米,其中油斑10层,累计视厚239米;油迹17层,累计视厚478米;荧光7层,累计视厚83米。

压力系数0.85,温度梯度2.69℃/100m,层地层压力为11.5兆帕,地层温度51.6℃,属常温、低压系统。

目的层长811上覆地层为大段泥岩,与下伏地层长812之间发育10米左右泥岩隔层,遮挡效果较好。

2、初次压裂情况

施工区域局部发育断裂,施工井在钻井过程中井漏、溢流较为严重,槽面显示段较多,表明断裂区含油性较好,同时结合邻井投产生产情况,该井于2014年6月28~2014年7月2实施压裂,采用连续油管带底封拖动,水力喷砂射孔环空加砂多级分段压裂工艺,共压裂8段,压裂套管施工排量3.0方/分钟,压裂油管施工排量0.2方/分钟,平均破压24.8兆帕,总入地液量1380.2方,总加砂量201方。

该井于2017年7月3日正式投产,截止2020年1月7日已累计生产1055天,累产液8864.9方,累产油3665.1吨,综合含水55.1%;压前日产液3.6吨、日产油1.6吨、含水54.1%,动液面1021米,泵深1104.3米,氯根30310mg/L。

3、本次压裂设计

对该井长811原生产层开展水平井密切割压裂,进一步评价大规模压裂改造下的单井产能、配套工程工艺和提高经济效益,为后续有效动用该类油藏提供技术支撑。

(1)技术路线

为进一步提高剩余油采出程度,决定针对该井首次改造不充分及未改造的段簇,开展密切割重复压裂试验,具体压裂改造技术思路如下:

1)根据录井、测井资料,长811油层岩性为灰色细砂岩,砂体厚度10-12米,测井解释孔隙度9-11%,渗透率0.3-0.6mD,含油饱和度31-64%,测井解释为油层、差油层。目的层长811上覆地层为大段泥岩,与下伏地层长812之间发育10米左右泥岩隔层,遮挡效果较好。

2)根据该井长811砂体厚度及其垂向上、下砂体及遮挡层分布情况,结合该井长811油层物性参数、邻井距离及地质要求,以增加侧向剩余油动用为目的,充分考虑老缝延伸与新缝扩展相适配,优化采用“低粘液体造缝、缝口多级暂堵、高粘液连续加砂”的混合体积压裂设计思路。

3)基于不同的储层类型,采用差异化压裂施工参数,实现非均质储层单井单段精细化改造,提高整体储层改造效率。

4)该井采用二级井身结构,51/2″套管固井完井,针对该井完井方式并综合考虑地质要求、不同重复压裂工艺的工具可靠性、施工效率、风险性及经济性,重复压裂采用套内封隔器分段压裂工艺。

5)压裂过程中在每段加入不同示踪剂,分析各段产出情况和井间连通关系。

6)压裂施工完成后焖井,实现油水渗吸置换,提高压裂液效率和效果。

(2)压裂液体系选择

依据本区直井DST测试资料,目的层地层温度51.6℃。为实现技术路线要求和满足加砂需要,选择使用“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系”,液体材料提供及现场技术服务由华成石油全程负责。

渗吸滑溜水:0.08% HJ-1降阻剂+0.25%增强型HI30渗吸剂+0.2%粘土稳定剂

滑溜水:0.08% HJ-1降阻剂+0.03%破乳助排剂+0.2%粘土稳定剂

高粘液:0.25%HJS-1增稠剂+0.03%破乳助排剂+0.2%粘土稳定剂+0.3% HJS-2交联剂

破胶剂:过硫酸铵,0.03%(质量比)

(3)材料用量与储备

1)压裂液准备

施工压裂液总用量11427.6方(其中渗吸滑溜水3560方,滑溜水2837.6方,高粘液5030方),现场准备12096方;交联剂按交联比例准备。

2)支撑剂准备

现场使用40/70目石英砂45.4方,准备46方;

现场使用20/40目石英砂957.6方,准备958方。

3)暂堵剂准备

设计暂堵剂用量1.86吨,准备3.91吨。

三、施工简况

该井于2020年5月8日-15日按方案设计分6段进行了压裂施工,过程平稳有序,达到了设计预期,目前闷井待放喷。

  • 施工压力:最低1.0兆帕,出现在第二段,最高72.5兆帕,出现在第一段。
  • 破裂压力:全井段平均破裂压力为25兆帕,其中最高破裂压力42.1兆帕,出现在第二段,最低破裂压力25.1兆帕,出现在第四段。
  • 停泵压力:全井段平均停泵压力1兆帕,其中最低停泵压力9.2兆帕,出现在第一段,最高停泵压力13.1兆帕,出现在第五段。
  • 加砂量:该井设计加砂量0方,实际入地砂量1004.3方,平均单段加砂量167方,平均砂比18.8%,最高砂比30.0%。
  • 用液量:该井设计总液量11428方,实际入地总液量12931方,平均单段入地液量2155方,总量相比设计多1503方。