陆相页岩油岩石可压裂性影响因素评价与应用——以沧东凹陷孔二段为例

大港探区沧东凹陷孔二段发育典型的陆相页岩油,国内外以海相页岩油气为对象的脆性指数模型不适用于指导陆相页岩油岩石压裂改造。在系统分析沧东凹陷孔二段页岩油储层地质特征基础上,开展岩心三轴破裂实验,利用分形方法建立了反应岩石变形破坏全过程特征的力学脆性指数模型;基于天然裂缝扩展分析,建立了天然裂缝和地应力影响因子的计算方法,以及综合岩石脆性、天然裂缝和地应力三因素的缝网指数模型,实现了对页岩可压裂性的定量预测。应用该模型建立水平井可压裂性指数剖面,优化水平井簇间距设计、射孔参数及压裂施工参数,优选滑溜水+低伤害压裂液体系、石英砂+陶粒组合支撑剂,形成页岩油水平井体积压裂技术。技术成果应用于GD1701H井、GD1702H井,微地震、稳定电场监测证实形成复杂网络裂缝,取得了显著的增产效果。     

大港南部难采油田整体压裂技术研究与应用

大港南部难采油田Y21区块储层具有物性差、泥岩含量高、自然产能低等特点,需要通过压裂改造才能获得工业油流。针对该类储层,为提高储层改造规模和施工成功率,开展了整体压裂技术研究。整体压裂技术就是结合油藏地质条件和开发井网,借助水力裂缝、油藏和经济模型,使其达到最佳优化组合,保证油藏经整体压裂后能获得最大的开发效果和经济效益。整体压裂技术主要包括：整体压裂方案的优化设计、压裂材料的评价优选、水力裂缝的测试诊断和压裂后评价。经现场试验,取得了显著的增产效果,证明该技术能满足大港南部难采油田的开发需求。     

大港油田X1016断块压裂改造综合配套技术研究与应用

在深入研究储层特征的基础上,开展X1016断块整体压裂开发技术研究:整体压裂改造方案优化研究,长井段砂泥岩薄互层压裂改造配套技术研究、压采联作快速投产配套技术研究。经过现场实施,取得了好的压裂效果,配套的压采联作快速投产技术大大缩短了压裂液在地层滞留的时间,降低压裂液对储层的伤害。目前该项技术已获得国家发明专利。     

大港油田小10-16区块压裂技术研究与应用

小10-16区块主要开采层位枣Ⅳ、枣Ⅴ属于低孔低渗油藏,储层物性较差,若直接投产则产量较低,与地质配产有一定的差距,必须通过压裂改造措施来实现高效经济开发的目的。但这些储层存在井深、温度高、压裂井段长、储层水敏性强等特点,给压裂工艺提出了新的挑战。为确保压裂井的有效改造及实施效果,优化了压裂工艺、压裂液体系,采取液氮助排、压采联作一次管柱等技术,实现了储层多层改造一次性投产,共投产的22口井初期平均日产液24.9m3,日产油20.4t,取得了良好增产效果。     

区块整体压裂改造技术先导性试验

滨海一区滨深8区块探明石油地质储量3 091.75×104t,占滨海一区总探明石油地质储量的61.1%。为了实现区块整体压裂改造的目的,根据地质开发井网部署,在该区块采用常规井、水平井两种井型共部署6口井,其中常规井5口、水平井1口。针对滨深8区块含油储集层埋藏深、井段长、砂泥岩薄互层、低孔、特低渗、温度高、敏感性强及自然产能低等改造难点,通过室内大量实验研究,优选出了针对性强的压裂工艺及液体体系,经先导性试验,取得了显著的增油效果。     

BS区块大斜度井分段压裂工艺研究与应用

大港油田BS85区块储层具有物性差、泥岩含量高、自然产能低等特点,需要通过压裂改造才能获得工业油流。BS19-67井是该区块的一口大斜度井,最大井斜67.69°,为最大限度改造储层,采用套管固井+滑套分段压裂工艺技术分5段进行压裂。由于该区块无准确的地应力方位测试数据,有可能在裂缝方位与井筒方位形成较小夹角,增加了施工难度。因此采用支撑剂段塞工艺、大排量施工等技术保证施工成功率,并在压裂施工过程中采用井下微地震技术对裂缝进行监测,为下步设计优化提供依据。     

低渗气藏特殊渗流机理实验研究

通过实验研究不同含水饱和度下岩心的渗流特性,解决了滑脱效应与启动压力相矛盾的问题,结果表明：在低含水饱和度下,岩心中气体渗流主要受滑脱效应的影响;而在高含水饱和度下,则主要受启动压差的影响。用误差更小的回归法计算出不同含水饱和度下的启动压力,并在其它条件不变的前提下,按比例改变岩心的长度,结果启动压力（梯度）的改变却不成比例,由此认为仅利用启动压力梯度计算井距这一方法并不合理。图2表1参7     

小10-16区块整体压裂参数优化

大港油田小10-16区块为低孔、低渗型油藏,根据该区块压裂改造的实际需要,建立了反九点法井网条件下考虑启动压力梯度的三维两相油藏数值模拟模型,研究了裂缝半长和裂缝导流能力对油井产量、累计产油量的影响,优化了裂缝参数.研究结果表明,对于该区块的低渗透油藏,相对于裂缝长度,导流能力不是影响油井产量的主要因素.综合考虑裂缝导流能力取25,裂缝穿透比取0.4左右,裂缝半径90～95m为最佳.     

海水基压裂液研制

为了满足海上低渗油藏大型压裂需求,研究优选可用海水配制的压裂增稠剂和交联剂,形成了耐温150℃的海水基压裂液。该压裂液用过滤后的海水直接配制,无需屏蔽或除去Ca²⁺、Mg²⁺。实验表明压裂液与地层流体混合无絮状或沉淀,残渣含量仅为61.3 mg/L,对岩心基质伤害率低于20%;另外,增稠剂溶胀速度快,比常规瓜胶提高50%以上,可实现连续混配。通过GS16-23井先导性试验表明,海水基压裂液现场配制工艺简单,性能稳定,施工顺利。该井压前停喷,压后3 mm油嘴,日产油11.17 t、产气1×10⁴m³。