压前评估在葡西油田古137区块压裂井中的应用.pdfVIP

维普资讯 第25卷 第4期 大庆石油地质与开发 P．G．0．D．D． 2006年8月 ·75· 文章编号：1000—3754 (2006)04-0075-03 压前评估在葡西油 田古 137区块 压裂井中的应用 张志翔 ，于艳梅 ，范克明 ，李存荣 ，佘庆东 (1．大庆油 田有限责任公司 采油工程研究院，’黑龙江 大庆 163453；2．中国石油大学，北京 102249；3．大庆油 田有限责任公司 第一采油厂 黑龙江 大庆 163001) 摘要：根据葡西油田古 137区块开发压裂出现的压后产量达不到压裂投产的经济开发标准的问题 ，从 压裂液体系、支撑剂的选用、纵向剖面上地应力条件对水力裂缝高度的影响3方面对以往压裂低效原 因进行了分析评估。从这 3方面进行优选，确定压裂施工规模 ，采用 “二低、二高”的压裂施工参 数设计思路提高近井导流能力，采用胶囊破胶剂与尾追常规破胶剂的双元破胶剂体系措施提高压裂液 返排率，降低压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害。2004年底进行 了ll口井压裂研究策略的现场压 裂试验，获得较好效果，为该 区块后续的开发井压裂提供 了必要的技术保证 。 关 键 词：压前评估；低伤害压裂液 ；地应力剖面；支撑剂的优选 中图分类号：TE357．1 3 文献标识码 ：A ×10～ m ，平均为5．3×10～ m ，泥质含量 7％～ 1 古 137区块开发压裂出现的问题 20％，黏土 矿物 以伊 利石 为主 (含量 为 50％ ～ 90％)，储层易受伤害。80~C常规压裂液配方，滤 葡西油田葡萄花油层储集层岩性为长石岩屑粉砂 液、残渣、滤饼对天然岩心综合伤害率为 54．3％ ～ 岩或细粉砂岩，粒度中值多为0．08～0．12mm，以泥 41．1％，而裂缝附近的储层渗透率如果降低 2％，产 质胶结为主，胶结程度中等一致密，胶结类型以孔隙 量就会降低 10％ ～15％。常规压裂液主要的伤害是 ． 薄膜和再生-孑L隙式为主。油层压力变化为 l7．1O～ 对裂缝 内导流能力的伤害：石英砂在 60℃、30MPa 26．60MPa，平均压力系数为 1．315，为异常高压油 藏。葡西油田古 137区块葡萄花油层测算地质储量为 闭合压力条件下常规压裂液配方对导流能力伤害平均 421×10t，丰度 23×10t／km ，油藏 中深 2000m， 42．4％；陶粒在9O℃、30MPa闭合压力条件下常规 属于中深层特低丰度油藏。葡西油田试验区设计开发 压裂液配方对导流能力伤害平均29．4％。综合 以上2 试验井 33口，平均射开有效厚度 4．3m。古 137区 个方面的影响，在施工压裂措施中，不针对性地考虑 块经济极限产量为 1．39～2．13t／d，但该区块 目前压 地层特点，只采用常规压裂技术，对古 137区块这类 后产量平均只有 1．0t／d，达不到压裂投产的经济开 的低渗透储层，压裂增产的效果只能发挥60％左右。 发标准。面对低渗透油田这一重要开发对象，其核心 对低渗透或特低渗透油田来说，应用低伤害压裂液增 问题在于提高单井的产量 。 产效果非常显著 。 2．2 压前没有进行支撑剂的优选 。造成填砂裂缝导 2 分析评估压后产能低的原因 流能力低 本区块葡萄花储层的闭