超低渗油藏压裂改造技术研究

超低渗油藏压裂改造技术研究

1最终采收率计算体积压裂是指在压力压裂过程中，天然裂缝不断扩张，脆性岩石滑动，形成自然裂缝和人工裂缝的裂缝网络，增加重建体积，提高初始产量和最终收获率。体积压裂的作用机理:通过水力压裂对储层实施改造,在形成一条或者多条主裂缝的同时,使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移,实现对天然裂缝、岩石层理的沟通,以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝,并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝,以此类推,形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络(如图1所示)。从而将可以进行渗流的有效储层打碎,实现长、宽、高三维方向的全面改造,增大渗流面积及导流能力,提高初始产量和最终采收率。2体积压裂的技术特征2.1裂缝体积、敏感性及抗侧力(1)天然裂缝发育;(2)岩石硅质含量高,脆性系数高。岩石在压裂过程中产生剪切破坏,不是形成单一裂缝,而是有利于形成复杂的网状缝,从而大幅度提高了裂缝体积;(3)敏感性不强,适合大型滑溜水压裂。弱水敏地层,有利于提高压裂液用液规模,同时使用滑溜水压裂,滑溜水黏度低,可以进入天然裂缝中,迫使天然裂缝扩展到更大范围,大大扩大改造体积。2.2“两大、两小”特征国内常用的体积压裂技术是滑溜水大型压裂技术。体积压裂工艺体现了“两大、两小”特征。“两大”:大排量、大液量。“两小”:(1)小粒径低密度支撑剂,支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒;(2)低砂比,最高砂比不超过10.0%。2.3压裂液的压裂改造体积压裂液主要用滑溜水,滑溜水可以采用阴离子聚合物,也可以用低浓度线性胶,此外压裂液还可用滑溜水+交联胶的组合方式。此外,在体积压裂改造前,还可以适当对储层进行酸液处理。滑溜水压裂液常规配方为:清水+表面活性剂+粘土稳定剂+减阻剂。2.4体积压裂的注入方法光套管注入或油套同注。3储层改造效果陇东油田鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7、长6油层组主要由油页岩、泥质粉砂岩及砂岩夹层组成,具有含油率高、天然裂缝发育、厚度大、资源丰富的特点。其储层典型特征为:(1)遭受破坏时会产生复杂的缝网;(2)储层致密、渗透率超低;(3)微裂缝发育;(4)有机质丰度高,厚度大;(5)岩层脆性系数高,容易形成剪切裂缝;(6)油气主要有吸附态和游离态2种赋存状态,要求有大的改造体积,才会获得经济产能。因此,该致密储层需要经过体积压裂改造,由人造主裂缝沟通储层中的天然微裂缝,并扩张天然裂缝,形成复杂的网状裂缝,扩大改造体积,增大裂缝渗流面积,提高导流能力,提高储层产能。2011年,在陇东油田分别对庄230、庄191井、宁70井、白218井、阳平1井及阳平2井等6口井进行了体积压裂改造,改造的层位主要为长6和长7层,平均渗透率为0.03~0.29md,储层为油页岩和砂岩,压裂液主要为滑溜水、线性胶+交联胶两种类型,所选支撑剂为石英砂或陶粒,排量6.0~7.99m3/min,砂比9.11%~12%,6口井的油层厚度依次为40.6m、18.6m、17.0m、29.5m、605.9m、1235.03m,加砂量依次为63.8m3、50.0m3、31.4m3、75.0m3、509.7m3、524.4m3,日产油量依次为36.72t、5.87t、油花、6.89t、102.60t、87.64t。由此可见,体积压裂对改造致密储层效果明显。通过数据对比发现,体积压裂改造效果的好坏与压裂液体系配方、油层厚度、天然裂缝发育程度、支撑剂、施工排量等因素有关,压裂液体系与地层配伍性越好、油层厚度越大、支撑剂密度越低粒径越小量越大、排量越大、天然裂缝越发育,体积压裂改造致密储层形成的网状裂缝就越好,从而最大化有效裂缝与储层的接触面积,实现改造体积最大化,提高单井产量。此外,对比发现,采用水平井分簇射孔分级体积压裂改造致密油藏的效果更为显著,改造后的单井产量是直井的2~3倍。4储层压裂压裂工艺(1)针对超低渗油藏,可以采用水平井分簇射孔分级体积压裂技术,基本特点为:大液量、大排量、大砂量、小粒径、低砂比、低黏度。建议排量在10m3/min以上,平均砂比介于3%~5%,压裂液体系采用滑溜水和交联胶组合方式,支撑剂以40或70目的陶粒为主。(2)在配制体积压裂液时应循环彻底、溶解充分,保证液体质量。同时应充分考虑不同液体的交替使用,保证压裂施工过程中供液连续,排量稳定。(3)优化压裂液体系。必要时可加入适量的破胶剂,提高压裂液的破胶能力,减少残渣对储层的伤害。(4)致密储层经体积压裂改造以后,建议及时控制放喷,并用高效深水抽子及时排液,提高返排率。(5)由于体积压裂需要大量的压裂液体,将压裂返排液进行回收再利用,降低成本。(6)