非常规油藏义123-1块开发配套工艺实践与认识研讨.doc

非常规油藏义123-1块开发配套工艺 实践与认识 作者姓名：邵现振 唐林 王大林 郑英杰 李栋 （作者单位：胜利油田分公司河口采油厂工艺所） 摘要：河口采油厂义123-1块属于深层致密砂岩非常规油藏，油藏埋深3384-3757平均渗透率1.1×10-3um2，为中低孔、特低渗透储层义123-1块位于渤南油田八区，南邻渤南油田三区。目的含油层系为沙三下9砂组，含油面积4.6km2，估算石油地质储量237.4×104。埋深3384-3757，地层厚度约35-45，义123-1块沙三下9砂组砂体沉积类型为深湖相油页岩中发育的浊积扇体，物源来自南部的孤岛凸起。位于浊积扇体的北部，以中扇亚相的辫状水道微相和水道间微相为主。孔隙度分布范围5.4-20.1%，平均孔隙度15.1%，渗透率分布范围0.1-3.05×10-3μm2，平均渗透率1.1×10-3um2，为中低孔、特低渗透储层该块采用天然能量开发，存在井距大、储量控制程度低、油井基本无自然产能、压裂后产量递减快、采出程度低的矛盾。 块只有义173-x1井做过裂缝监测，通过对义37块义37-5-x1、义37-6-x1、义7-x12等共18口井的压裂裂缝监测结果进行统计，11口井监测现今应力场最大主应力方向北东42-71.7°左右，6口井监测现今应力场最大主应力方向为近东西向，仅有一口井义37-4-x2的监测现今应力场最大主应力方向为北西向。该块的最大主应力方向以北东方向为主，本次取值为56.5°。，图3 多段压裂完井工具设计示意图 2.3.3 裂缝间距优化 对于特低渗透油藏，由于存在启动压力梯度，渗流特征为非达西渗流，存在极限泄流半径，因此，主要采用极限泄流半径来优化裂缝间距。 特低渗透油藏义123-1块极限供油半径公式如下： 根据义123-1块的油藏数据，其极限供油半径为52.5m，设计分段压裂水平井两条裂缝间距平均为100m。 根据已压裂井义123-平1压不开井段分析，裂缝间距设计时不包含泥质含量高、靠近隔层的井段，应以有效的井段进行分段。 2.3.4 压裂滑套及裸眼封隔器位置优化 压裂滑套位置优化原则：选择储层物性好（GR值低）和应力低的部位放置压裂滑套。裸眼封隔器位置优化原则：选择井径扩大率5%、连续稳定井段10m以上，应力高的部位卡封裸眼封隔器。由此确定封隔器和滑套位置。 2.3.5 完井液优选 完井液的主要功能：平衡地层压力、保护储层减少对储层的伤害、维持井下清洁、良好的防腐效果、维持井内各种工具性能的稳定。对完井液一般要求与地层流体的配伍性，与前期钻井液之间的配伍性，完井液各处理剂之间的配伍性，对粘土矿物的防膨抑制性。 义123-1块储层表现为 图4 瓜胶分子结构瓜及晶态结构 速溶胍胶研发思路：提高改性瓜胶（HPG）的醚化程度，由0.13提高到0.4，大大降低了分子间氢键作用，达到速溶，溶解速度由原来的2小时降低到1分钟。 通过对胍胶片的预处理，提高醚化程度，降低胍胶分子之间的引力，提高溶解速度。可实现现场在线混配，减小设计余量、压裂液腐败变质风险和降低运输费用，提高施工效率。 图5 140℃剪切2小时粘度变化 图6 不同胍胶溶解速度对比（19℃） 速溶瓜胶压裂液体系首先在义123-3HF井上得到了应用。本次施工共使用压裂液3730m3，加砂335m3，单层最高砂比45%；现场测定压裂液交联时间2-3min，压裂过程中压力平稳。现场配液表明，速溶瓜胶增稠剂在配液车出口处粘度达到最大，远高于同类国内产品的指标，且配液粘度高，可以适应实时混配压裂要求，达到预期效果。 表1 义123-3HF速溶胍胶与普通胍胶对比表 2.4.2 支撑剂优选 针对义123-1块致密砂岩油藏的区块性质及压裂裂缝的长期有效性，优选用耐压86MPa小粒径卡博30/60目高强度陶粒，这样既满足了井深的需要，也利于裂缝进砂形成高导流能力裂缝需要。 2.4.3 压裂规模优化 义123-1块所布水平井井距为300米，该块的极限渗流半径为52.5米，优化该块压裂裂缝缝长为100-120米。针对该块的储层特点，进行如下的优化： （1）、针对区块北部储层薄，南部储层厚度大的特点，北部部署水平井每段平均加砂量为25-30方，南部部署水平井每段平均加砂量为35方。 （2）、靠近储层边部的水平井，适当增大压裂规模。北部部署水平井每段平均加砂量为30方，南部部署水平井每段平均加砂量为40方。 （3）、位于已压裂井中间的水平井压裂规模适当的控制，避免部分两口井压裂串通，影响压裂效果。北部部署水平井每段平均加砂量为22方，南部部署水平井每段平均加砂量为25方。 2.5 压裂裂缝监测工艺优选 裂缝监测主要目的在于监测水平井各段压裂裂缝缝长、缝高、改造体积，指导后续