低渗透油藏精细压裂工艺技术.pdf

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1、32lI2014年．第7期低违浊藏精细压裂工技求◇中国石化股份胜利油田分公司纯梁采油厂工农科曹会镇纯梁采油厂低渗透油藏具有层多、单层薄、岩性复杂、油层分类储层特点I类1、储层跨度大，2、单层薄、层多、相对集中，3、分层隔层距离大．非均质性强的特点，单井日产液量低，近年建产的单元，Ⅱ类1、分层储层物性差异大．2、隔层遮挡差90Z以上的井需储层改造，但经过近40年的注水开发，储层平Ⅲ娄1、压裂层与高含水层相邻，2、隔层小，遮挡性差。面和纵向水淹程度差异大，造成改造难度大、分层注水难度表1分层压裂分类表大。本文针对制约油藏

2、开发的因素，在开发工艺上主要应用I类油藏储层在分层压裂工艺优化上，重点优化的内容一分层压裂技术，依据不同储层类型，优化压裂参数及压裂管是优化施工规模，满足开发要求的压裂支撑裂缝缝长；二是优柱，实现了低渗透储层精细开发。化压裂施工参数，制造具有高导流能力的裂缝。优化的参数包括高沙比施工，低前置液量减少油层伤害，采用组合支撑粒径1低渗透油田储层特点提高压裂支撑剂量。(1)低渗透储层层多、层薄。例如纯化油田纯化镇组纵向Ⅱ类储层在分层压裂工艺上优化重点一是针对储层遮挡性100米含油井段内小层达25个，砂泥比1：ll，平均单层

3、厚度1．1差问题，采取避射高泥质小层、集中射孔等措施，优化射孔参米，小于l米的占70％以上。储层泥岩、砂岩和碳酸盐岩呈薄层数。二是对不同物性优化施工参数。具体为在储层物性好的压状交互沉积。裂段控制加砂量和砂比，达到最优的无因次裂缝导流能力；对(2)低渗透储层岩性复杂，泥岩、砂岩和碳酸盐岩呈薄层物性差的层段尽量增大加砂量和砂比，充分造缝，改善储层。状频繁互层。Ⅱ类储层重点优化施工排量、射孔参数，控制缝高，防止(3)低渗透储层非均质性强。以纯化油田西区沙四上为压穿上部水层。例如某井压裂改造C4—5、H1，井段2269．4

4、～例，在纵向上层间非均质性强。沙四上各砂层组物性自上而下2351．3m，与上部水淹层C3隔层小(仅6m)，通过优化采取避依次变差，相对高渗透的cl砂岩、C2组鲕粒灰岩及C3的砂岩储射C4的27、28号小层，隔层厚度增大到24m，提高隔层遮挡能层采出程度高、水淹程度高．而其它渗透率低的小层动用程度力；同时通过模拟优化，控制改造规模和施工排量，防止压窜较差。水层。2开发难点在压裂管柱优化上，针对常规压裂管柱存在的井下工具多(1)单井产能低。随着勘探开发的深入，优质储量越来越易砂卡的问题，在保持分层管柱稳定性的基础上，从简

5、化井下少，低渗透成为近年来纯梁厂建产的主阵地，但受储层物性的工具数量，优选性能稳定的封隔器方面进行管柱改进，形成了“影响，统计201()年以来采油厂在21个低渗透单元建产中，仅一锚多封”分层压裂管柱和“多锚多封”分层压裂管柱。7．7％的井有自然产能，因此绝大部分井需要改造。4结论及认识(2)常规改造难度大。一是储层厚度小，隔层薄，砂层组从单井对比机械分层比笼统压裂生产初期产量高，稳产时之问隔层厚度4～7m，小层隔层厚度一般1～3m，常规压裂工间长，同期累产高。分层压裂井是统统压裂井产量的3～5倍，效艺难以满足要求。二

6、是受岩性、物性影响，储层局部小层吸果明显。从同区块对比看，分层压裂井效果好于笼统压裂井。液，大部分层得不到改善，笼统酸化对多薄层适应性差。三是统计区块实施的压裂井效果，分层压裂井初期日产油量是笼统储层平面及纵向水淹程度差异大，单一工艺难以解决矛盾。压裂井的1．6倍，l8个月后的生产情况对比为1．9倍。分层压裂工3分层压裂工艺优化艺的应用为纯梁厂低渗透油藏的精细开发提供了技术支持，为分层压裂是通过投球等措施，实现一次压裂多层改造的目新老区油田的长期稳定高效开发提供了技术保障。的，直井分层压裂技术包括限流分层压裂、投球分

7、层压裂技术、机械分层压裂技术，其中机械分层压裂技术具有操作简【参考文献】单，针对性强，改造充分的特点。【1】郭大立，王祖文，胡广军，等．射孔层位优化方法与分层压裂针对低渗透储层的特点，我们将采油厂低渗透储层分为三技术研究．西南石油大学学报，2007(()6)类(见表1)，针对每一类别的具体储层特点，有针对性的优化【2】张涛，王玉斌，胡广军，等．射孔参数对水力压裂效果的影响分层压裂工艺措施，实现机械分层压裂工艺的针对性。实例分析．钻采工艺，2010({)2)