牛东火山岩储层压裂改造技术研究与应用

牛东火山岩储层压裂改造技术研究与应用

牛东火山岩储层岩石主要为玄武岩，其次为安山岩，具有强烈的非均质性。为中低孔低渗和裂缝孔底层，裂缝发育。油层段基质孔隙较发育,岩心孔隙度8.4%~14.2%,平均10.33%;油层段有效渗透率在(0.75~18.87)mD之间。储层天然裂缝发育程度差别大,裂缝方位约为北东45~80度左右。储层粘土矿物中蒙脱石含量最高,其次为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石。储层平均压力梯度0.93MPa/100m,平均温度梯度3.39℃/100m,属正常温度系统,压力系数偏低。储层水敏程度为强水敏到极强水敏,水敏伤害率为71.46%~94.61%,盐酸酸敏中等偏弱到强酸敏,土酸中等偏弱到强酸敏。依据马8井C2k组上部层段岩心的三轴岩石力学参数测试结果表明杨氏模量为22180~28270MPa,泊松比0.20~0.25,孔隙弹性系数0.82~0.84。压裂重建的困难1.裂缝与溶蚀孔隙牛东火山岩油藏是被裂缝系统所切割的裂缝——孔隙型储层,主要由小裂缝和与其连通的溶蚀孔洞以及含有微细裂缝的基质所组成的孔隙系统所构成,由于天然裂缝及溶蚀孔洞的存在,在压裂过程中,多条裂缝开启,压裂液大量滤失,在缝内难以形成较高的净压力,人工裂缝难以延伸。2.缝洞发育程度不一,自然产能差异由于储层物性存在严重非均质性,天然裂缝发育程度不一,缝洞发育区分布复杂,在平面上含油气不均匀,而且同一油气藏的不同部位,其生产井自然产能也相差悬殊。3.微裂缝发育，近井筒裂缝扭曲效果强，压裂施工难度大储层天然裂缝发育,压裂过程中多条裂缝开启,近井筒裂缝扭曲效应强,容易导致近井快速脱砂。4.储油空间的敏感性(1)储层天然裂缝发育,喉道半径比较小,且压力系数偏低,各种固相颗粒易进入储层引起油流通道堵塞及储油空间的敏感性伤害。(2)储层原油含蜡9.38%~15.23%,脱气原油析蜡点24~40℃,胶质及沥青质含量1.20%~13.57%,在地层原油脱气或地层压力下降过程中易造成蜡晶和胶质沥青质析出,堵塞孔喉。压裂技术的优化1.采后处理下的裂缝处理(1)采用深穿透裂缝扩大渗流面积,沟通远井缝洞发育区。(2)提高前置液用量,采用粉陶段塞打磨降滤工艺技术,以消除裂缝扭曲效应,降低施工压力,形成主裂缝。(3)选择高防膨率低伤害压裂液添加剂,以降低压裂液对储层的二次伤害。(4)采用快速破胶技术,以减少残渣滞留,降低伤害。(5)采用氮助排技术,以提高返排率。(6)采用低温水基压裂液,以提高液体携砂能力,提高施工成功率。(7)全程采用中粒径陶粒,以提高裂缝导流能力。(8)采用微地震裂缝方位监测技术,以判断地应力方向,指导后期设计。2.缝内铺砂大规模、大排量,造长缝,支撑缝半长达到200m以上,尽可能提高人工裂缝沟通天然裂缝、孔洞的机率,适当提高砂比,提高缝内铺砂浓度,保证一定的导流能力。3.技术的优化(1)自喷返排率测定实践证明,低温水基压裂液能够满足大规模压裂要求,平均自喷返排率达到36%。同时根据单井的具体情况对压裂液配方进行优化,以保证压裂中后期液体的携砂性能,同时保证快速破胶返排。(2)优化压缝长度采用三维裂缝模拟软件优化裂缝半长规模至200~250m,以提高沟通天然缝洞的机率。(3)泵注程序优化从前期施工情况可以看出,35%~40%砂比段有进砂困难的迹象,因此,为保证施工成功率,保证一定的铺砂浓度,对泵注程序进行优化(见表1)。(4)施工风险增天然裂缝开启过程中易发生裂缝弯曲,导致施工压力上升,并且极大的增大了施工风险。因此在前置液中加入2~3个段塞,有利于降低施工压力,充分造缝,形成单一人工裂缝,提高施工成功率。(5)mm油管注入/放空①89mm油管注入,最大排量可以达到6m3/min;②73mm油管注入,最大排量只能达到5m3/min;③73mm+177.8mm环空,排量可以达到6m3/min。(6)优化砂比牛东火山岩油藏各单井物性差异大,应根据单井物性的具体情况设计平均砂比。优化平均砂比为25%~35%。(7)选择压力裂管柱选择77.5mm油管注入。(8)选择压裂口采用KQ70/65型压裂井口,可基本满足施工要求。(9)砂比段确定①施工中套压缓慢下降。表明裂缝高度延伸较大,储层滤失系数大,要求现场适当加大排量,增加前置液量,同时延长25%、30%砂比段,视施工情况,适当尾追40%、45%砂比段;②施工中套压有明显的突然下降段。表明裂缝延伸已沟通缝洞发育区,为防止压裂液大量进入溶孔溶洞,伤害储集空间,应马上追加高砂比段充填缝口,然后顶替;③施工中套压缓慢上升。应适当降低排量,观察每个砂比段进入地层后的压力变化,据此情况来判断是否继续提高砂比;若套压突然上升,应立即停砂顶替。井前压裂施工牛东8-14井是三塘湖区块的一口开发井,该井压裂目的层段由两个小层组成,第一层:1647.0~1656.0m,射孔厚度9m,孔隙度12.5%,测井解释为差油层;第二层:1668.0~1680.0m,射孔厚度12m,孔隙度17.5%,测井解释为油层,层位均为C2k。针对该区块低孔低渗并发育天然裂缝的特点,在前置液阶段加入5%、7%、10%三个低砂比段塞,以降低摩阻、减少滤失。另外,采用低温水基压裂液,确保压裂液的携砂能力,采用大排量施工,以保证主裂缝延伸。牛东8-14井压裂施工入井总液量377.8m3,入井总砂量47.17m3,平均砂比33.0%,施工最高砂比50%,施工排量5~5.5m3/min,施工最高压力57.4MPa,停泵压力8MPa。施工过程中,在前置液后期泵压下降幅度大,说明人工裂缝已沟通有效缝洞发育区。压裂之后,采用5mm油嘴自喷生产,油压2.6MPa,日产液74.88m3,日产油63.65t,不含水,生产稳定。压裂施工质量显著,是基础保1.实践证明,实施大排量、高砂比、造长缝的技术路线,能够提高水力裂缝沟通有效缝洞发育区的概率,形成高导流能力的有效支撑裂缝,大大提高压裂效果。2.低温水基压裂液携砂性能强,压后效果显著,