当前位置：文档之家 › 玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践

  • 格式：pdf
  • 大小：6.05 MB
  • 文档页数：9

2019年3月第24卷第2期中国石油勘探CHINA PETROLEUM EXPLORATION DOI. 10.3969/j .issn.l 672-7703.2019.02.013玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术探索与实践许江文I 李建民I 乌卩元月I 丁坤I 江洪2（1中国石油新疆油田公司工程技术研究院，2中国石油新疆油田公司开发公司）摘 要：玛湖油田致密砾岩油藏油气富集、开发潜力巨大，但成藏条件复杂、岩性致密、储层物性差、非均质性强、砂体跨度大，压裂面临着起裂困难、裂缝复杂程度低、有效支撑难度大、稳产能力差等挑战。

针对油藏地质特征与改 造难点，秉承“缝控储量”的理念，拓宽非常规油藏体积压裂认识，通过5年的探索与实践，集成了以细分切割为主要特点的致密砾岩油藏水平井体积压裂技术系列。

通过速钻桥塞分段、小裂缝间距分簇射孔、大排量逆混合注入相结合，确保段内多簇裂缝高效起裂延展；组合加砂工艺与大液量滑溜水替代瓜尔胶入井相结合，在改善裂缝纵向及远端 支撑剂铺置效果、提高裂缝导流能力的同时，实现地层增能蓄能；从而实现了致密砾岩储层的体积改造，确保了压裂改造的长期有效。

该项技术目前已在玛湖全区的勘探、评价与产能建设领域推广应用，累计在11区块实施水平井86 井次，改造后水平井增产稳产效果显著提升，取得了玛湖致密砾岩油藏效益开发的突破，有效推动了玛湖油田的整体开发和规模效益动用。

关键词：玛湖油田；致密砾岩油藏；水平井；细分切割体积压裂中图分类号：TE357.1 文献标识码：AExploration and practice of volume fracturing tech no l ogy in horizontal well ofMahu tight conglomerate reservoirsXu Jiangwen 1, Li Jianmin 1, Wu Yuanyue 1, Ding Kun 1, Jiang Hong 2(1 Engineering Technology Research Institute, PetroChina Xinjiang Oilfield Company;2 PetroChina Xinjiang Oilfield Development Company )Abstract: Mahu tight conglomerate reservoirs have huge potential of tight oil resource and exploitation. Based on the complex reservoir ­forming conditions, poor reservoirs property, strong heterogeneity and large sand body span, hydraulic fracturing in this area was facing serious challenges in fracture initiation and proppant placement. Annual production capacity of fractured wells were under expectation. According to the concept of "fracture-controlled reserves", series technologies of subdivision volume fracturing are integrated after 5 years of exploration. High-efficiency initiation and extension of multi-cluster fractures in one section are achieved by using drillability bridge plug segmented, small crack spacing cluster perforation and large displacement inverse mixing injection technologies. The effect of proppant placement and reservoir pressure are improved through multi-scale proppant adding method and increasing the dosage of slippery water to replace the guar gum. The series technologies have been widely applied in 11 blocks and 86 wells in Mahu, including exploration, evaluation and development area. For tight oil reservoir, the fracturing and producing effects have improved and economic development has been realized. Then, development of the total Mahu oilfield is effectively promoted.Key words: Mahu oilfield,tight conglomerate reservoirs,horizontal well, subdivision volume fracturing technology0引言准鳴尔盆地玛湖凹陷是一个多层系成藏的大型富 坯凹陷。

近年来，在二叠系、三叠系致密砾岩油藏勘 探不断获得突破，探明石油地质储量达5.2xl08t [H41o目前主要开发玛北斜坡和玛西斜坡二叠系百口泉组致密砾岩油藏，油藏埋深普遍大于3000m,以玛131井区百口泉组油藏为代表的玛北斜坡致密砾岩油藏物性差、非均质性强、砂体跨度大、油层分布特征差异大、地层能量较弱；以玛18井区百口泉组油藏为代表的基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发” （2017ZX05070）。

第一作者简介：许江文（1967-），男，湖南祁东人，硕士，2002年毕业于西南石油大学，教授级高级工程师，现主要从事钻完井 技术研究及油气勘探工作。

地址：新疆克拉玛依市胜利路87号中国石油新疆油田公司工程技术研究院，邮政编码：834000。

E-mail ：xujw@petrochina . com . cn收稿日期：2018-09-20；修改日期：2019-01-11242中国石油勘探2019年第24卷玛西斜坡致密砾岩油藏物性较好、油层分布集中、地层能量充足。

综合对比，玛北斜坡致密砾岩油藏动用难度明显大于玛西斜坡［5_61»玛湖地区的勘探开发始于玛北斜坡。

2012年，玛北斜坡玛131井区百口泉组油藏采用水平井分段压裂取得了开发突破，水平井压后自喷生产，但生产压力和产量递减快，持续稳产能力较差。

分析原因，一方面是由于对油层品质的差异性认识不足；另一方面,未针对致密砾岩油藏的特性开展相关工艺措施的优选和技术参数的优化，导致水平段油藏动用程度较低，无法支撑水平井的长期稳产、高产。

2015年起，在玛131、玛18井区开始探索水平井体积压裂技术以实现开发提质增效，但采用桥塞分段+分簇射孔分压工艺又出现起裂困难、排量受限等施工异常，制约了改造体积的有效扩展，进而影响提产效果，也制约着玛湖致密砾岩油藏的整体动用。

针对以上问题，新疆油田基于地质工程一体化研究平台，在强化地质认识的基础上，剖析玛湖致密砾岩油藏的压裂改造难点，开展地应力和岩石力学分析、地层可压性评价、支撑剂运移与铺置规律等多方向综合研究，完善砾岩地层体积压裂理论体系，针对性地提出了细分切割、逆混合高效造缝、增能蓄能压裂、低成本压裂材料组合等技术措施，在玛131、玛18等井区实施了一系列水平井体积压裂技术试验，挖掘水平井生产潜力，提升水平井体积压裂综合效益，有力支撑了玛湖致密砾岩油藏规模有效开发。

1致密砾岩油藏地质特征与改造难点玛湖致密砾岩油藏渗透率较低，覆压渗透率仅0.02~0.45mD；孔隙结构细小，孔隙度小于10%,喉道半径集中分布在0.1-0.3pm,地层流体流动性受限―力。

针对此类非常规油气藏，国内外主要采用水平井+体积压裂技术实现有效开发［7'I41O但与国内其他非常规油气藏相比卩tu(表1),玛湖致密砾岩油藏因其独特的岩性与地质特征，体积压裂仍面临巨大挑战，主要表现在以下4个方面：表1国内外典型非常规油气藏与玛湖致密砾岩油藏储层特征对比表Table1Comparison betwee n Mahu tight con g lomerate reservoirs and typical unconventional reservoirs区块美国二叠盆地焦石坝昭通长庆吉林玛北斜坡玛西斜坡层位Wolfcamp组龙马溪组长7段泉一段百口泉组岩性碳酸盐岩碎屑岩、页岩页岩砂岩砾岩埋深/m2500〜3000250025301750〜23001750-26002850-33203900岩体厚度/m400-55030〜4031〜356~2040-8030〜5530〜45孔隙度/%4~124~6 2.4-5.66~125~128.810.4渗透率/mD0.01〜0.1——0.01-0.10.01-1.00.02-0.10.45地层压力系数 1.05〜1.5 1.55 2.00.7-0.850.9-1.10 1.0-1.26 1.63脆性指数/%40〜4550〜6547〜6535〜4946.425〜3522.1天然裂缝发育程度发育发育较发育发育发育不发育杨氏模量/GPa—353522〜2330〜4521-2519〜20泊松比—0.210.20.21-0.220.250.2-0.250.23-0.25最小水平主应力/MPa——48-56—35〜3750-5860-68水平两向应力差/MPa—3〜620〜303〜7811-1715〜22(1)砾岩储层天然裂缝不发育、岩石偏塑性、水平两向应力差大(约ll~22MPa)。

物理模拟实验揭示高应力差下砾岩以绕砾破坏为主，裂缝形态以平面缝为主；裂缝监测也显示压裂形成了非对称的双翼裂缝，难以实现复杂缝网体积改造。

(2)储层埋藏深、砾岩地层起裂机理复杂段内多簇射孔压裂时起裂阶段超压频繁，施工排量受限。

合集下载

高效益密码

高效益密码

高效益密码［石油］/图 高迎春 陈进国际油价持续低迷，使玛湖致密砾岩油藏开发深陷高成本、低效益的尴尬。

如何破解高效益开发玛湖致密砾岩油藏的密码，成为世界级难题。

研发：压裂新工艺“让成本降下来，开发效率效益提起来”，2016年，新疆油田公司工程技术研究院组织技术攻关团队，开始对水平井体积压裂技术进行滑溜水加砂压裂工艺的革新。

技术人员把工艺革新的方向定在了压裂用支撑剂的替代。

用低成本的石英砂代替高成本的陶粒，降成本的同时不能影响压裂效果。

这可是一个不好解决的难题。

技术攻关团队的领军人物承宁提出：“采用石英砂替代陶粒的水平井，必须要控制冻胶的用量，以减少破胶液残渣对裂缝导流能力的伤害，我们目前的滑溜水比例不到50%，这个指标必须要提起来”。

2017年8月，玛湖M a H W1283井压裂施工开始，承宁带领团队奔赴现场。

由于现场施工情况复杂多变，启泵初期出现低排量高泵压，施工人员根本无法进行滑溜水加砂。

在想尽办法把泵压降至正常施工压力后，滑溜水携带30%的设计砂量顺利进入地层。

该级滑溜水比例71%，达到了预期目标。

然而，启泵初期低排量高泵压的问题依旧困扰着大家。

去除：酸处理工序2017年8月，技术攻关团队有了新的想法——能不能实现单井施工全部用滑溜水连续加砂呢？要实现这一想法，就必须解决启泵低排量高泵压这个难题。

两年多时间，研究人员通过连续对玛湖地区前期200多口水平井压裂施工数据整理和分析，同时参考国外最新研究成果，终于找到了问题的症结。

“对症下药”，2019年11月，科研人员在玛2井区M a H W2020/2021井采用了大段多簇的射孔方式，压裂施工时顺利实现滑溜水连续加砂，无需进行酸预处理。

解决了启泵高泵压难题，去除了酸处理工序，单级可节省2个小时的作业时间，粗略计算可节省酸液、压裂液费用2万余元。

玛湖地区2020年计划压裂水平井150井，按照单井压裂20级、酸处理比例70%进行测算，直接节约材料费用将达4200万元。

致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法

致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法

致密油藏体积压裂水平井产能评价新方法作者：李春生来源：《石油研究》2019年第04期摘要：现今致密油藏的油气开采是市场上油气的重要来源之一，致密油藏具有非常巨大的开采价值，然而其地质与储层物性要求必须采取体积压裂水平井等开采技术才能够进行油气的开在，然而体积压裂技术中产生的裂缝形态以及流动特征有着一定的不确定性，因此如何合理的对水平井的油气产能进行评价预测就成为了实际生产过程中的一项技術难点，这也是本文的主要研究内容。

关键词：致密油藏;体积压裂;水平井;产能评价1 体积压裂水平井的动态预测模型研究1.1体积压裂水平井技术采用体积压裂技术对致密油藏进行开采的过程中，由于水力压裂的存在会导致一系列裂缝的产生，这些裂缝本身就具有高导流的能力，而在这些裂缝的周围会自然形成形状复杂不可预测的缝网，目前没有合适的技术能够较为准确的探测清楚复杂缝网的几何形状与分布位置，这也对考虑导流能力，分析各项性能参数对产能产生的影响带来了很大的困难。

地应力存在的差异会直接导致水平井长度不同，体积压裂后产生的每一条裂缝在长度、导流能力、条数等各个属性上都存在一定的差别。

裂缝与裂缝之间通常也不是隔离开的，而是会产生一定的关联性，相互影响。

在这种背景下采取合理有效的措施对体积压裂水平井进行产能预测是压裂技术不得不面对的技术关卡。

1.3水平井体积压裂产能的影响因素为了有效的建立产能评价预测模型，就必须明确存在哪些因素能够对水平井体积压裂产能形成影响，并且需要弄清楚这些因素的主次之分。

致密油藏存在着低孔低渗的特点，这就直接导致了它存在很明显的非均质性，这个性质造成在油藏中流体要想从静止状态过渡到流动状态就必须克服一定大小的阻力，当压力梯度超过某临界值时流体才能够从静止状态改变为流动状态，一般情况下将该临界值记为启动压力梯度。

启动压力梯度跟随储层物性的渗透率变化，观察不同启动压力梯度的日产量曲线和累计产量曲线以及采收率与启动压力梯度的关系曲线，可以发现在日产量中日产量值会因为启动压力梯度值增加而出现降低的趋势，继而油气采出程度也会减小，这实际上反映的规律就是当启动压力梯度越大时，储层内流体流动起来需要的压力梯度就越大，因此压力波范围减小，动用范围减小，采收率最终会降低。

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术

新疆玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术路宗羽;赵飞;雷鸣;邹灵战;石建刚;卓鲁斌【摘要】准噶尔盆地玛湖致密砂砾岩油田是新疆油田提产的重点区域,为了满足该油田勘探开发的需求,提高钻井速度,缩短钻井周期,通过优化井身结构,优化井眼轨道设计,优选钻井液和个性化PDC钻头,采用韧性水泥浆、漂浮下套管固井技术、\"螺杆钻具+PDC钻头\"复合钻井技术及旋转导向钻井技术等一系列钻井提速技术,形成了玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术.2018年,该油田玛131区块完钻8口砂砾岩致密油井水平井,平均完钻井深4921.75 m,平均水平段长度1576.00 m,平均钻井周期46.50 d,平均机械钻速11.19 m/h,其中MaHW1247井完钻井深达5040.00 m,钻井周期只有42 d,创造了玛湖油田完钻井深5000.00 m以上水平井钻井周期最短纪录.现场应用表明,玛湖油田砂砾岩致密油水平井钻井关键技术能够提高机械钻速,缩短钻井周期,为玛湖油田的高效勘探开发提供技术支持.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2019(047)002【总页数】6页(P9-14)【关键词】砂砾岩;水平井;井身结构;井眼轨迹;PDC钻头;旋转钻井;机械钻速;玛湖油田【作者】路宗羽;赵飞;雷鸣;邹灵战;石建刚;卓鲁斌【作者单位】中国石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆克拉玛依 834000;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206;中国石油集团油田技术服务有限公司,北京 100027;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206;中国石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆克拉玛依 834000;中国石油集团工程技术研究院有限公司,北京 102206【正文语种】中文【中图分类】TE243+.1新疆玛湖砂砾岩油田位于准噶尔盆地西北缘，西北方向紧邻乌夏断裂带，南至中拐凸起，东南部与达巴松凸起及夏盐凸起接壤，北部与石英滩凸起、英西凹陷相邻[1]。

致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考

致密砂砾岩油藏开发中地质工程一体化实践与思考

139砂砾岩是一种含砾成分较高的砂岩，也称为含砾砂岩，国内外一般是将砾岩、砾状砂岩等粗碎屑岩为主的油气藏统称为砂砾岩油气藏。

致密砂砾岩油藏具有储层物性差、非均质性强、储层展布规律复杂等特点。

从国内外致密油气开发积累的经验来看，进行地质工程一体化研究，使地质认识和工程实践最大限度地紧密结合，能够更有效挖掘各个开发环节的效益[1-3]。

本文以玛2井区致密砂砾岩油藏为例，通过建立精细地质模型、采用随钻实时调节的地质导向钻井开展水平井随钻跟踪轨迹调整、基于差异化射孔及分段分簇优化的体积压裂改造策略等一系列举措，将区块地质认识和工程实践紧密结合，攻克了区块效益开发过程中的一系列挑战，现场实践获得了显著成效。

1 地质工程一体化提升单井品质的方法地质工程一体化的核心思想是地质研究和工程实践的紧密结合，就是要多学科合作共同追求单井品质的最大化，可以用“品质三角形”理念进行指导[4]，实现油藏的效益开发。

1.1 提高储层品质玛2井区构造位于玛湖凹陷玛北斜坡，发育深大断裂沟通油源，整个中央隆起带为油气聚集的有利区域。

顶面构造形态整体为向南倾的单斜，东部地层倾角较陡，西部较缓，整体为一鼻状构造。

研究区物源来自东北方向的夏子街扇，主力层T 1b 22为扇三角洲前缘沉积，储层优势相带为主河道和砂坝。

在地质特征综合研究的基础上，精细刻画了本区油层展布特征。

研究区主要发育T 1b 22、T 1b 12及T 1b 13三个砂层组。

研究表明：T 1b 22油层分布较广，整体油层厚度在0.6~22.31m之间，呈条带状分布，有效厚度较大的区域主要分布在工区南部；T 1b 12油层分布较小，整体油层厚度在0.3~16.94m之间，主要分布在工区东部；T 1b 13油层分布较广，整体油层厚度在0.3~7.62m之间，有效厚度较大的区域主要分布在工区中部和南部。

明确了研究区优势储层及地质甜点展布特征，为提高油层钻遇率打下良好的地质基础。