义7―6块深层大规模长缝压裂探究和应用.doc

义7―6块深层大规模长缝压裂探究和应用 　　摘 要： 针对渤南油田义7-6块储层物性差、渗透率低、油水井之间连通性差的问题，开展大规模造长缝压裂技术实施区块整体压裂，增大油井与储层接触面积，打通渗流高速通道，来改造储层，通过优化压裂后放喷工艺和举升工艺的优化，实现与水平井一样的开发效果。实现渤南油田的高效经济开发。 关键词： 压裂； 长缝； 放喷； 油嘴 中图分类号： TE357.1 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2012）（11-12）-0035-02 渤南油田义7-6块，含油面积1.12km2，石油地质储量130×104t。含油层系为下第三系沙河街组S39砂组，平均油藏埋深3500m。储层岩性主要灰色含泥质不等粒硬砂岩。岩石成份组成：石英占38%，长石占37%，岩屑占25%。孔隙度16%，渗透率2.16×10-3μm2，地面原油相对密度为0.853g/cm3，粘度为14.9mPa.s，凝固点33℃，地层压力37.54MPa，压力系数1.1，地层温度131°C，地温梯度3.4℃/100m。针对该块储层物性差、渗透率低、油水井之间连通性差的问题，开展大规模造长缝压裂[1]技术实施区块整体压裂，来改造储层，通过优化压裂后放喷工艺和举升工艺的优化，实现渤南油田义7-6块高效经济开发。 1 开发的工艺设计思路 1.1 储层裂缝预测技术。为了有效预测储层裂缝方向，首次在渤南油田使用了正交多级子阵列声波测井技术。ECLIPS-5700测井系统中的正交多极子阵列声波测井仪（XMAC-Ⅱ）是将单极阵列和偶极阵列组合在一起，两个阵列配置是完全独立的，各自具有不同的传感器的仪器组合。为了进一步提高储层地应力方向的准确性，加强地应力监测，在井网部署的每一井排选一口井加测多级子阵列声波。根据监测结果，灵活调整注水井位置，这样沿裂缝发育方向布井，有利于防止注入水水窜，提高波及体积和驱油效率。 从三口井地应力测试情况看，区块总体地应力方向为近东西向，与区块内断层走向基本一致。因此义7-6块沿裂缝发育方向布井，即东西向部署井排，有利于防止注入水水窜，提高波及体积和驱油效率。 根据最终采收率和井网密度的计算公式，结合工业经济学原理，确定井网密度公式[2]如下： △ER=0.698+0.16625lg（■）■ （1） NP=■ （2） 根据以上研究结果，义7-6块开发技术极限井距为150米，小于经济合理井距，必须进行压裂改造以扩大单井控制半径。 依据已有的低渗透油藏开发经验，该块采用大井距小排距的仿水平井网，油井大型压裂，为了提高水驱动用程度，水井采用与油井相同的压裂规模完井方式，东西向部署井网，平均井距450m，排拒170m，则注采井距282m。 1.2区块大规模造长缝压裂技术可行性研究。利用7-6区块油藏基础数据，研究了该区块大规模造长缝压裂的可行性。研究表明，大规模造长缝压裂（半缝长为200m）时，区块单井控制面积为0.039Km2、控制储量35100t、可采储量2983.5t，常规压裂（半缝长为70m）时区块单井控制面积为0.019Km2、控制储量17100t、可采储量1453.5t。防水平井压裂（半缝长为200m）控制面积、控制储量、可采储量是常规压裂（半缝长为70m）的一倍，是不压裂的4.94倍。 1.3单井大规模造长缝压裂技术可行性研究。利用义7-斜9井的油藏数据和生产数据，通过对该井的生产拟合校正参数，然后利用校正好的参数对不同缝长的单井产量进行分析。缝长210m的单井产能大约是缝长70m的一倍。 2 工艺设计的关键技术的研究 2.1大规模造长缝压裂规模研究 运用模拟软件研究缝长与累产油关系、缝长与加砂规模的关系，结果表明，油井缝长比[3]从0.15增加到0.25，累产量大幅增加，从0.25增加到0.45，产量增加有限，因此油井的缝长比优选为0.3-0.45，井距取450m，则缝长为135-203m，加砂量为48-72m3。 2.2大规模造长缝压裂材料优选 2.2.1压裂液体系优选。根据渤南低渗透油藏条件和大规模造长缝压裂需要，经室内实验，优选出合适的压裂液配方（表3）。该体系在120℃的条件下粘度保持在100mPas以上，140-150℃的条件下粘度保持在60mPas以上，能够满足渤南油田储层大规模造长缝压裂改造的要求。 2.2.2支撑剂优选。若要合理的选择压裂支撑剂，必须知道压裂裂缝的闭合压力。目前使用的确定闭合应力[3]的公式为： Pc=σmin-Pw （3） 式中：Pc――裂缝闭合应力，MPa； σmin――水平最小主应力，MPa； Pw――井底流动压力，Mpa。 利用公式3计算