1、非常規油藏義123-1塊開發配套工藝實踐與認識作者姓名：邵現振 唐林 王大林 鄭英杰 李棟（作者單位：勝利油田分公司河口采油廠工藝所）摘要：河口采油廠義123-1塊屬于深層致密砂巖非常規油藏，油藏埋深3384-3757米，平均滲透率1.1×10-3um2，平均孔隙度15.1%，為中低孔、特低滲透儲層，常規開發效果差，難以實現該塊儲量的有效動用。針對油藏特點，優化采用長井段水平井裸眼分段壓裂工藝為核心，配套井身軌跡方向優化、壓裂液和支撐劑優選、壓裂規模優化、微破裂影像裂縫監測技術應用、壓后放噴制度確定等進行開發，形成一整套致密砂巖非常規油藏開發配套工藝。截止到2013年6月底，已實施9

2、口，工具下入和壓裂施工成功率100%，壓裂后全部自噴生產，累產油2.4萬噸，實現非常規油藏義123-1塊有效動用，提高義123-1塊采收率。主題詞：深層 致密砂巖 非常規 水平井 裸眼分段 壓裂隨著油田開發的越來越深入，新發現的石油儲量主要以低品位、低滲透、低壓的三低單元為主，常規開采工藝難以實現該類油藏的有效動用。為充分動用該類儲量，借鑒國外頁巖油氣開發經驗，采用引進、吸收、再創新的方式，先引進國外的先進開發技術及工藝，實現非常規油藏的高效開發。河口采油廠義123-1塊屬于深層致密砂巖油藏，常規開發效果差，難以實現該塊儲量的有效動用，針對油藏特點，優化采用長井段水平井裸眼分段壓裂工藝為核心，

3、配套井身軌跡方向優化、壓裂液和支撐劑優選、壓裂規模優化、微破裂影像裂縫監測技術應用、壓后放噴制度確定等進行開發，形成一整套致密砂巖非常規油藏開發配套工藝。截止到2013年6月底，已實施9口，工具下入和壓裂施工成功率100%，壓裂后全部自噴生產，累產油2.4萬噸，實現非常規油藏義123-1塊有效動用。義123- 1塊非常規水平井成功為其他油田的開發提供了寶貴的借鑒作用。1 油藏概況義123-1塊為深層致密砂巖非常規油藏，地理位置位于渤南油田八區，南鄰渤南油田三區。目的含油層系為沙三下9砂組，含油面積4.6km2，估算石油地質儲量237.4×104噸。埋深3384-3757米，地層厚度約

4、35-45米，義123-1塊沙三下9砂組砂體沉積類型為深湖相油頁巖中發育的濁積扇體，物源來自東南部的孤島凸起。該塊位于濁積扇體的北部，以中扇亞相的辮狀水道微相和水道間微相為主。孔隙度分布范圍5.4-20.1%，平均孔隙度15.1%，滲透率分布范圍0.1-3.05×10-3m2，平均滲透率1.1×10-3um2，為中低孔、特低滲透儲層；該塊采用天然能量開發，常規開發存在井距大、儲量控制程度低、油井基本無自然產能、常規壓裂后產量遞減快、采第一作者：邵現振，男，河口采油廠工藝所防砂室主任，工程師，山東省東營市河口區河口采油廠工藝所，郵編：257200，電話：0546-867190

5、8郵箱：shaoxianzhen.slyt出程度低的矛盾，一直以來未有效的動用。2 義123-1塊完井及壓裂工藝針對義123-平1井油藏埋藏深、低孔特低滲、無自然產能等特點，優化采用水平井裸眼分段多級壓裂完井配套工藝技術，實現有效改造儲層，增大泄油面積，提高油井產能，實現該塊的高效動用。2.1 井身軌跡方向優化水平井壓裂裂縫主要有以下四種形態：橫向裂縫、縱向裂縫、轉向裂縫、扭曲裂縫。橫向裂縫可以改善低滲透油層滲流狀況，有利于增加油層泄油面積。多條橫向裂縫能大大提高采油速度，并有利于提高采收率。水平井裂縫形態主要取決于地應力和井筒井眼軌跡的情況，水平井裂縫的幾何形狀高度

6、取決于地層應力狀態。沿著最小水平主應力方向鉆進水平井，一方面可以最大可能與裂縫溝通，另一方面如果進行壓裂改造，也可以形成多條橫向縫，很好的增加泄油面積，提高水平井的產量。圖1 水平井裂縫形態該塊只有義173-x1井做過裂縫監測，通過對鄰塊義37塊義37-5-x1、義37-6-x1、義7-x12等共18口井的壓裂裂縫監測結果進行統計，11口井監測現今應力場最大主應力方向為北東42-71.7°左右，6口井監測現今應力場最大主應力方向為近東西向，僅有一口井義37-4-x2的監測現今應力場最大主應力方向為北西向。結合本塊斷裂系統發育情況，綜合分析該塊的最大主應力方向以北東方向為主，本次取值為

7、56.5°。由此水平井井筒井眼軌跡方向與最大主應力方向垂直，從而實現壓裂的橫向縫。圖2 義123-1塊部署圖2.2 井身軌跡優化為保證裸眼完井工具的順利下入，在井眼軌跡優化方面，強化A靶點的控制，減少其余靶點控制，在最大限度保證井眼平滑的前提下，實現最大限度的儲層鉆遇率，保證完井管柱的順利下入。2.3 水平井裸眼封隔器多級分段壓裂完井工藝根據義123-1塊深層、低孔低滲的油藏特點，優化采用確定該井采用裸眼封隔器多級分段壓裂完井工藝，利用水平井多級壓裂有效改造儲層，形成多組的橫向縫，擴大泄油面積優點，實現該塊的有效動用。2.3.1 裸眼封隔器多級分段壓裂完井工藝優點水平井裸眼封隔器多級

8、分段壓裂完井工藝優點：（1）不固井：避免水泥漿對地層的污染，增加了井筒與地層的滲流面積；（2）不射孔：壓裂滑套和投球滑套可提供足夠的流入流出通道，不會對流體產生節流效應。（3）節約壓裂作業時間：壓裂施工可以連續進行，大大節約了泵組設備在井場的等待時間。2.3.2 完井管柱優化根據義123-1塊油藏埋藏深特點，壓裂沿程摩阻高，另一方面采用投球壓裂方式，要求盡量采用大直徑的滑套，綜合兩方面因素，優選7in×41/2in完井管柱，即采用7in套管進行二開完井，后采用懸掛41/2in套管進行三開裸眼完井，后下入41/2in回接管進行壓裂施工。圖3 多段壓裂完井工具設計示意圖2.3.3 裂縫間

9、距優化對于特低滲透油藏，由于存在啟動壓力梯度，滲流特征為非達西滲流，存在極限泄流半徑，因此，主要采用極限泄流半徑來優化裂縫間距。特低滲透油藏義123-1塊極限供油半徑公式如下：根據義123-1塊的油藏數據，其極限供油半徑為52.5m，設計分段壓裂水平井兩條裂縫間距平均為100m。根據已壓裂井義123-平1壓不開井段分析，裂縫間距設計時不包含泥質含量高、靠近隔層的井段，應以有效的井段進行分段。2.3.4 壓裂滑套及裸眼封隔器位置優化壓裂滑套位置優化原則：選擇儲層物性好（GR值低）和應力低的部位放置壓裂滑套。裸眼封隔器位置優化原則：選擇井徑擴大率<5%、連續穩定井段10m以上，應力高的部位卡

10、封裸眼封隔器。由此確定封隔器和滑套位置。2.3.5 完井液優選完井液的主要功能：平衡地層壓力、保護儲層減少對儲層的傷害、維持井下清潔、良好的防腐效果、維持井內各種工具性能的穩定。對完井液一般要求與地層流體的配伍性，與前期鉆井液之間的配伍性，完井液各處理劑之間的配伍性，對粘土礦物的防膨抑制性。義123-1塊儲層表現為強水敏、弱速敏、弱酸敏、弱堿敏儲層。針對區塊特性及鉆井液性質，優選甲酸鹽完井液，這種完井液是一種具有進攻性的油氣層保護完井液，液相進入產層以后可以在一定程度上使油層滲透率得到改善，有利于克服水鎖和液相損害。2.4 壓裂參數優化2.4.1 壓裂液優選義123- 1塊非常規長井段水平井，

11、由于油藏埋藏深，井段長，施工摩阻較高；裸眼完井壓裂與常規水平井壓裂，存在著液體接觸面積大，濾失量大；容易產生多裂縫，造成瞬時濾失加大，容易造成脫砂砂堵，也不利于縫長的延伸；非常規井壓裂壓裂液量大，連續施工，需要壓裂液具有溶脹快，滿足現場配液的目的。為此，采用高性能的攜砂液體系，提高壓裂液的攜砂和降低摩阻的能力。胍膠是由半乳糖與甘露糖組成，屬于非離子型高分子。研究表明：由于胍膠分子中含有大量羥基，羥基間存在大量分子間氫鍵，所以分子間氫鍵是導致胍膠分子溶解速率低的主要原因。圖4 瓜膠分子結構瓜及晶態結構速溶胍膠研發思路：提高改性瓜膠（HPG）的醚化程度，由0.13提高到0.4，大大降低了分子間氫鍵

12、作用，達到速溶，溶解速度由原來的2小時降低到1分鐘。通過對胍膠片的預處理，提高醚化程度，降低胍膠分子之間的引力，提高溶解速度。可實現現場在線混配，減小設計余量、壓裂液腐敗變質風險和降低運輸費用，提高施工效率。圖5 140剪切2小時粘度變化 圖6 不同胍膠溶解速度對比（19） 速溶瓜膠壓裂液體系首先在義123-3HF井上得到了應用。本次施工共使用壓裂液3730m3，加砂335m3，單層最高砂比45%；現場測定壓裂液交聯時間2-3min，壓裂過程中壓力平穩。現場配液表明，速溶瓜膠增稠劑在配液車出口處粘度達到最大，遠高于同類國內產品的指標，且配液粘度高，可以適應實時混配壓裂要求，達到預期效果。 表1

13、 義123-3HF速溶胍膠與普通胍膠對比表2.4.2 支撐劑優選針對義123-1塊致密砂巖油藏的區塊性質及壓裂裂縫的長期有效性，優選用耐壓86MPa小粒徑卡博30/60目高強度陶粒，這樣既滿足了井深的需要，也利于裂縫進砂形成高導流能力裂縫需要。2.4.3 壓裂規模優化義123-1塊所布水平井井距為300米，該塊的極限滲流半徑為52.5米，優化該塊壓裂裂縫縫長為100-120米。針對該塊的儲層特點，進行如下的優化：（1）、針對區塊北部儲層薄，南部儲層厚度大的特點，北部部署水平井每段平均加砂量為25-30方，南部部署水平井每段平均加砂量為35方。（2）、靠近儲層邊部的水平井，適當增大壓裂規模。北部

14、部署水平井每段平均加砂量為30方，南部部署水平井每段平均加砂量為40方。（3）、位于已壓裂井中間的水平井壓裂規模適當的控制，避免部分兩口井壓裂串通，影響壓裂效果。北部部署水平井每段平均加砂量為22方，南部部署水平井每段平均加砂量為25方。2.5 壓裂裂縫監測工藝優選裂縫監測主要目的在于監測水平井各段壓裂裂縫縫長、縫高、改造體積，指導后續水平井合理井網井距部署，依據各段改造程度，優化壓裂工藝參數。目前在勝利油田水平井多級分段壓裂實施的裂縫監測技術主要有三種：地面微地震（貼套管）、地面微破裂影像和井下微地震。表2 三種壓裂裂縫監測方法對比表監測方法成本監測范圍解釋精度監測內容需采油廠配合地面微地震

15、監測（貼套管）低壓裂層段2km以內低裂縫方向監測井提前4小時停井微破裂影像監測較高壓裂層段2km以內較高三維裂縫方向、兩翼縫長、縫高不需要井間微地震監測（鄰井井下監測）高壓裂層段300-350m以內（監測井井斜不超過30º，井溫小于120）高三維裂縫方向、兩翼縫長、縫高1、監測井周圍內要有射孔井協助儀器定位；2、監測井射孔段必須打橋塞封閉；3、監測井需要上作業井架配合；4、監測井周圍內的油、水井提前停井。在義123-1塊主要實施的是微破裂影像監測，該監測工藝實施簡單，與壓裂車組距離在1公里以上；與壓裂段地面投影點距離不超過2公里。解釋的方法：速度模型校正數據處理向量疊加獲得目標區破裂

16、能量。以義123-平1井為例，從微破裂影像監測發現，義123-平1井除第1、11段外，其余段均為兩翼縫，方向差異性大，段與段之間，裂縫有部分重疊，整體顯示較好。圖7 義123-平1井監測俯視圖與側視圖2.6 井口返排的優化義123-1塊非常規井放噴分為以下幾個階段：（1）、壓后關井階段：壓后關井7-12小時開始放噴，關井時間主要是放噴流程連接和安裝；（2）、控制放噴階段：開始放噴后，壓裂裂縫閉合之前，采用3mm油嘴進行控制放噴，出液300方左右進行更換油嘴，進入下個階段；（3）、快速放噴階段：待壓裂裂縫閉合后，改用5mm油嘴進行快速放噴，實現壓裂液的快速返排，減少壓裂液對地層的傷害。該階段進行

17、至壓裂液返排至50%以上或油壓降至10Mpa時結束。（4）、自噴生產階段：進入自噴生產階段，一般采用3mm油嘴進行放噴生產，壓力下降大時，更換2.5mm油嘴進行控制放噴。（5）、同層鄰井施工影響導致含水較高時，可以放大油嘴生產，盡快實現含水的下降，待壓力穩定后更換3mm油嘴繼續生產。3 開發配套工藝實踐以義123-平1井為例。義123-平1井完鉆井深5236米，水平井井段長度1348米，共分為14段，設計支撐劑326方，壓裂液4500方。圖8 第2、3段壓裂施工曲線 圖9 第4、5、6、7段壓裂施工曲線圖10 第8、9、10、11段壓裂施工曲線 圖11 第12、13、14段壓裂施工曲線義123

18、-平1井于2012年3月31日開始放噴，油壓34MPa，3mm油嘴放噴，放出壓裂液1900方見油，截止到2013年5月15日，共出液9935方，其中出油4047噸。目前生產情況為5mm油嘴放噴，油壓0.9MPa，日液6方，日油3.4方，含水43.3%。累計生產413天。4 結論及認識根據義123-1塊實踐得到以下認識：1、建立以“水平井裸眼封隔器多級壓裂完井工藝”為核心，配套井身軌跡優化、壓裂段數及規模優化、壓裂液和支撐劑優選等工藝，形成一整套配套工藝，滿足了義123-1塊油藏開發的需要。2、從已施工井施工情況分析，優選壓裂液體系和支撐劑體系能夠滿足深層致密砂巖非常規水平井壓裂需要。3、從已施工井未按設計加砂的井段分析，除1段是由于滑套未打開導致，其余段都是由于在泥巖隔層附近，施工壓力高，導致未按照設計進行加砂。在致密砂巖水平井軌跡設計時應保證在油層中