遲錕 郝悅 李連璽 海生

摘要：受地質特征復雜、儲層物性差等因素影響，R區(qū)塊油井壓裂效果逐年變差，為此開展技術對策研究，包括天然裂縫發(fā)育方向識別、優(yōu)化裂縫長度和壓裂配方體系以及配套工藝技術研究等，指導實施分層壓裂井40井次，階段累增油3.5萬噸，低油價下實現(xiàn)提質增效目的。

主題詞：復雜斷塊油藏 ?改善壓裂效果 ?技術研究

1.概況

R區(qū)塊為復雜斷塊低滲透油藏，分上、下兩套層系開發(fā)，儲層物性差，平均孔隙度4.5%，空氣滲透率3.5mD，巖石楊氏模量處于1.0～1.5×104MPa之間，呈現(xiàn)彈塑型混合特征，儲層連通性差，上層系平均連通系數(shù)65.8%，下層系74.5%，導致儲量動用狀況差，采出程度僅6.5%。

2.開發(fā)中存在問題

R區(qū)塊油井常規(guī)射孔投產(chǎn)，平均日產(chǎn)油量僅1.2噸，實施壓裂改造后，平均日產(chǎn)油提高至3.5噸，但受儲層物性差以及楊氏模量低等因素影響，加砂困難，支撐劑易嵌入儲層中，導致裂縫滲流能力低，措施有效期短，周期產(chǎn)油量低，如圖1所示，亟需開展改善壓裂效果技術研究，提高措施增油量。

3技術對策研究

3.1識別天然裂縫發(fā)育方向

R區(qū)塊斷層發(fā)育，構造應力多變，導致裂縫發(fā)育復雜，結合巖心資料、測井解釋資料以及前期壓裂井裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)等，綜合分析裂縫發(fā)育特征，上層系裂縫傾向為北東35～50°，下層系裂縫發(fā)育方向為北西65～85°。

3.2優(yōu)化裂縫長度

R區(qū)塊采用150m正方形直井網(wǎng)實施面積注水開發(fā)，根據(jù)裂縫方向、地應力大小及注采井距等，將裂縫長度由150m調整為75m，避免壓裂后水竄問題。

3.3優(yōu)化壓裂配方體系

（1）壓裂液

根據(jù)地層深度、溫度等參數(shù)，優(yōu)化壓裂液體系，上層系采用中、低溫壓裂液體系，下層系采用中、高溫壓裂液體系，具體見表1。

（2）支撐劑

根據(jù)壓裂井段閉合壓力大小，結合支撐劑性能分析，確定R區(qū)塊上層系采用石英砂，下層系采用陶粒。

（3）施工參數(shù)

綜合考慮壓裂井段厚度、地層滲透率、濾失系數(shù)等，對壓裂施工參數(shù)優(yōu)化，壓裂排液4.0～4.5方/分鐘，上層系前置液比例35～42%，砂液比25～30%，下層系前置液比例為42～45%，砂液比20～25%。

3.4壓裂配套工藝技術

（1）分層壓裂工藝

受儲層非均質性嚴重影響，采用籠統(tǒng)壓裂會造成各小層改造程度不均，為此在保證薄層不被壓穿的情況下，按照“同一壓裂井段內各小層儲層物性、地層壓力、巖性相近”原則實施分層壓裂，研制出以K344系列封隔器為主的一體化多層壓裂工藝管柱。

（2）支撐劑段塞技術

受儲層泥質含量高影響，R區(qū)塊壓裂過程中容易形成鋸齒狀不規(guī)則裂縫，導致支撐劑在裂縫中運移阻力增大，易堆積成砂橋，注入壓力過高而停泵。通過在前置液階段加入多級段塞，消除裂縫內鋸齒狀突起，打磨裂縫，確保順利加砂。

（3）壓裂液助排技術

針對壓裂液返排率低問題，形成液氮助排技術，即在壓裂液中加入液氮形成泡沫凍膠，增加壓裂液粘度，在攜砂液和頂替液驅動下壓開地層，壓裂后放噴，液氮氣化膨脹，驅替殘余液進入井筒，形成氣液兩相，降低井筒流體密度，易于排出井口，平均壓裂液返排液由32.5%提高至58.6%。

4實施效果

在上述技術對策指導下，2020年共實施分層壓裂40井次，措施有效率100%，壓裂層數(shù)242小層，平均單井壓裂6層，平均破裂壓力30MPa，初期日增油240噸，目前日增油180噸，階段累增油3.5萬噸，預計全生命周期累增油4.8萬噸，平均單井周期增油量1200噸。

5結論

（1）受儲層物性差以及楊氏模量低等因素影響，R區(qū)塊油井壓裂效果差。

（2）開展技術對策研究，包括天然裂縫發(fā)育方向識別、優(yōu)化裂縫長度和壓裂配方體系以及壓裂配套工藝技術研究等。

（3）指導實施分層壓裂井40井次，全部成功，預計平均單井周期增油量1200噸。

參考文獻：

[1]姜慧.梁112塊沙四段薄互層低滲透油藏水力壓裂工藝優(yōu)化[J].油氣地質與采收率. 2006（03）.

[2]王得順.不同類型低滲透油藏改善開發(fā)效果方法研究[J].石油天然氣學報. 2008（02）.

[3]韓紅星. 油田低滲透油藏開發(fā)技術研究[J].化工設計通訊. 2018（11）.

作者簡介：遲錕，男，1993年02月出生青海，漢族，2018畢業(yè)于常州大學，現(xiàn)于青海油田井下作業(yè)公司壓裂技術服務大隊。