塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩水力压裂技术的研究.pdfVIP

右油天然气学报(江汉石油学院学报) 2007年6月第29卷第3期 JournalofOil卸d(k Jun．2007VoL29No．3 1讪n日Io到(J．JPD 塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩水力压裂技术研究 王益维 (中国石化石油勘探开发研究院。北京100083) 苏建政(享景磊眚募翼詈蓁雾至鬈塞案击冀曩j0诃00南83濮阳。Ⅲ们) 蒋海军 (中固石化石油勘探开发研究院。北京100083) [播耍]塔里本油田真庸幕碳酸盐岩油蘸的压裂挂束难点是，①压裂设计曲针对娃不强f②滤失严重、_薅 失系数难以预涓-@裂缝形态及其延伸规律复杂I④缝高不品控制；⑤加砂难度大，易形成砂堵，@高 温漾井．认为应采取的技术措施是。①进行压前储层精细评价Io应用测试压裂及解释技术l@降癌肿 堵技术·④综合控制裂缝高度．研究的茸的是为类似现场作业提供参考． [差键词]碳酸盐岩，天热裂缝F降滤妨堵I作业措施 03—0313一02 [中厢分类号]TE357．1 [文献标识码]A [文章编号]1000—9752(2007l 塔里木油田勘探实践证明。只有少数直接钻遇溶渝、大型裂缝发育带的井才能自然投产，大部分井 都必须通过储层改造才能有效投产。水力压裂主要针对Ⅱ类和Ⅲ类储层。 1水力压裂的技术难点 1)压裂设计的针对性不强碳酸盐岩非均质性强，孔隙结构复杂多变，天然裂缝和微裂缝的分布 复杂，目前的压裂软件的计算模型还相对简单，还不能满足需要。另外，根据测试压裂资料投合出的参 数具有多解性，解释结果因人而异，很难确定出具有代表性的储层参数，使得压裂设计的输人参数可靠 程度不高，因此压裂设计的针对性不强。 2)滤失严重，涛失系教难以预洲碳酸盐岩储层压裂，压裂液的滤失主要受天然裂缝控制，施工 过程中人工裂缝与天然裂缝沟通，随裂缝延伸，缝内净压力不断增加，不同组系的微裂缝依次不断开启 导致滤失急剧增加，另外．碳酸盐岩中的天然裂缝发育在平面和空间上差异较大，分布无规律。使得施 工设计时的储层滤失系数难以准确预测。 3)裂缝形态和延伸规律复杂天然裂缝使水力裂缝几何形态更加复杂。天然裂缝降低了地层均质 性和各向同性的程度，影响水力诱发裂缝的几何形态，天然裂缝可使水力裂缝发生偏移，甚至阻止主裂 缝的延伸，较大的天然裂缝可能导致水力裂缝走向的改变；裂裂缝方向并不总是垂直于最小主应力方 向，也可能基本沿天然裂缝方向发展，把天然裂缝串连成显形裂缝。 关键是形成多裂缝后，难以沟通远处的天然裂缝系统，有效期会受很大影响。如是与井筒平行层 迭。中间位置裂缝由于裂缝间干扰和小的泄油面积，产量会很低。即使在井筒周围形成多条多裂缝，其 产量供给范围也仅限于近井筒处，难以获得长期的效果。 4)缝高不易控制碳酸盐岩油气井多为裸眼完井，一般都采用合层压裂，施工井段长。上下无明 显应力遮挡层-碳酸盐岩储层应力较高，对于弱的应力遮挡层，缝高难以得到有效控制，易出现穿层现 象，对于底水油气藏还易造成压穿水层造成承淹，同时影响裂缝沿长度方向的扩展。 和延伸压力高。受地面设备和套管抗压强度的限制，施工排量难以提高，形成的动态缝宽小．另一方 面，水力裂缝延伸过程中遇到天然裂缝时，就逐个相交而使水力裂缝发生偏移与分支，在穿过天然裂缝 后在薄弱面上发生滑动，减小偏移处的缝宽。因此高砂比混砂液很难进人主裂缝，过快的滤失降低了前 C收稿日期]200／一05—12 【作者简介】王益维(19730。男．]997年大学毕业，硕士，工程师．现主要从事油气田采油工艺及增产措施方面的研究工作。 石油天然气学报(江汉石油学院学报) 2007年6月 置液的造缝效率，相对增加了缝内混砂液的支撑荆浓度，易造成缝内过早脱砂导致砂堵，施工表现为地 面施工压力对砂浓度非常敏感，低砂比携砂液进入地层即会引起砂堵。 6)高温深井埋藏深，温度高，对压裂液的摩阻、耐温和剪切性能提出了更高的要求；施工管柱 长，并底情况反应慢，不能及时对地下情况作出判断。 2技术对策 针对塔里木油田碳酸盐岩油藏中压裂的技术难点．根据现场作业的实际，笔者认为应采取以下技术措施。 2．1进行压前储层精细评价研究 1)天然裂缝的预洲技术依据岩心、常规测井和纵波资料