CJ-JMSR致密油井壓裂技術(shù)研究

徐智聃 熊友明（西南石油大學(xué)，四川成都 610500）

CJ-JMSR致密油井壓裂技術(shù)研究

徐智聃 熊友明（西南石油大學(xué)，四川成都 610500）

隨著石油開(kāi)采逐漸進(jìn)入中后期，油氣增產(chǎn)改造措施的重要性越加凸顯，特別是在低滲透、特低滲透以及致密油氣田的勘探、開(kāi)發(fā)中，必須采取一些能夠提高油氣產(chǎn)量的措施和手段，而壓裂技術(shù)就是其中一項(xiàng)非常重要的方式，文章選取致密油井CJ-JMSR作為研究對(duì)象，對(duì)致密油井的壓裂技術(shù)進(jìn)行了分析。首先分析了CJ-JMSR致密油井的油藏特征，然后在分析油井區(qū)塊其他油井壓裂情況的基礎(chǔ)上，對(duì)壓裂液的配方優(yōu)化以及支撐劑的選擇進(jìn)行了研究，并對(duì)裂縫參數(shù)和施工參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，最后制定了CJ-JMSR致密油井的泵注方案。

致密油井；壓裂技術(shù)；泵注程序

研究的CJ-JMSR致密油井是位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起吉木薩爾凹陷東斜坡區(qū)二疊系蘆草溝組致密油藏，巖性主要包括云質(zhì)砂巖、泥巖，白云巖，目的層深度為3755.39m-4988m，滲透率為0.8-10md，有效孔隙度6%-15%，物性較差，該井作為進(jìn)一步擴(kuò)大吉木薩爾凹陷東斜坡二疊系蘆草溝組致密油勘探成果，搞清二疊系蘆草溝組致密油分布范圍及規(guī)模，為后續(xù)的精細(xì)勘探和油藏評(píng)價(jià)提供保障的重要油井還缺乏配套的壓裂工藝技術(shù)，因此在這個(gè)背景下通過(guò)研究CJ-JMSR致密油井的基本油藏參數(shù)、測(cè)井資料、地應(yīng)力狀況、巖心資料以及該區(qū)域其它臨井的相關(guān)測(cè)試資料，進(jìn)而優(yōu)選出適合CJ-JMSR致密油井的壓裂液配方和支撐劑類(lèi)型，并結(jié)合裂縫參數(shù)和施工參數(shù)的優(yōu)選確定加砂泵注程序及工藝，降低施工成本和風(fēng)險(xiǎn)，提高采收率，最終實(shí)現(xiàn)合理開(kāi)發(fā)油井的目的。本文的研究對(duì)于提高CJ-JMSR致密油井產(chǎn)量以及推進(jìn)二疊系蘆草溝組致密油井的開(kāi)發(fā)具有非常重要的理論意義和現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)參數(shù)及巖心特性分析

根據(jù)測(cè)井解釋?zhuān)瑥某Ｒ?guī)和核磁資料看，該油井四性關(guān)系好的儲(chǔ)層井段為：3560-3614m，厚度54m，巖性為泥質(zhì)粉砂巖和砂質(zhì)泥巖。儲(chǔ)層電阻率35-350Ω.m，密度值2.30-2.56g/cm3，聲波值61.1-73.1μs/ft。

核磁有效孔隙度1-15%，自由流體孔隙度1-11%，滲透率最好的達(dá)到42mD，孔徑分布以中小孔為主。而CJ-JMSR_H水平段主要是位于CJ-JMSR的3556-3584米井段，處于“上甜點(diǎn)”體中。

本井最小主應(yīng)力方向?yàn)镹E-SW，鉆井軌跡與最小主應(yīng)力方向夾角30°，壓裂裂縫為橫切縫，裂縫與井筒夾角60°。

從巖心資料分析可知：CJ-JMSR井第一筒巖心井段3562.67-3572.13m，進(jìn)尺9.46m，心長(zhǎng)9.46m，收獲率100%，獲富含油巖心0.59m，油浸級(jí)巖心2.39m，油斑級(jí)巖心2.45m，熒光級(jí)巖心3.89m。巖性為泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、泥灰?guī)r，以粒間空隙、裂縫含油為主，富含油巖心含油面積75%，含油均勻分布，油質(zhì)中，油脂感強(qiáng)，染手，油氣味濃。第二筒巖心井段3572.13-3579.60m，進(jìn)尺7.47m，心長(zhǎng)7.47m，收獲率100%，獲油跡巖心0.11m，熒光級(jí)巖心7.36m。巖性為泥巖、砂質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r、粉砂巖，以裂縫、溶孔、溶蝕縫含油為主，油跡級(jí)巖心含油面積1-3%，含油不均勻，原油整體偏干，油質(zhì)中，油脂感強(qiáng)，染手，油氣味淡。

2 壓裂液配方優(yōu)化及支撐劑選擇

2.1 壓裂液配方優(yōu)化

2.1.1 優(yōu)選思路

①致密油儲(chǔ)層原油粘度較高（臨2井3074-3102m，粘度39.2mPa.s@50℃，臨3井3403-3425m，粘度121.42mPa.s@50℃），需要提高砂濃度以提高裂縫導(dǎo)流能力，提高穩(wěn)產(chǎn)期。

②致密油（頁(yè)巖油）儲(chǔ)層壓裂以支撐縫為主，剪切縫為輔。

③考慮低粘壓裂液（活性水?dāng)y帶粉陶）通過(guò)網(wǎng)絡(luò)裂縫的能力，并盡可能實(shí)現(xiàn)網(wǎng)絡(luò)裂縫的延伸，增加改造裂縫體積。

④前置液為高粘度凍膠，盡可能溝通整個(gè)上甜點(diǎn)；攜砂液為低粘度凍膠，形成一條或多條主裂縫。

2.1.2 巖粉交聯(lián)和原油破乳實(shí)驗(yàn)

針對(duì)吉木薩爾致密油儲(chǔ)層前期壓裂改造出現(xiàn)壓裂液破膠不徹底（臨11、臨3等井）的情況，以及新疆油田某些儲(chǔ)層二疊系儲(chǔ)層本身含有于胍膠可交聯(lián)礦物，巖粉易于胍膠破膠液交聯(lián)的情況進(jìn)行了巖粉交聯(lián)實(shí)驗(yàn)。通過(guò)實(shí)驗(yàn)，CJ-JMSR井巖粉與pH值為7-10的0.4%HPG原液均無(wú)交聯(lián)情況。

通過(guò)鄰井臨16、臨6井原油破乳實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選破乳劑PR-1（4#）破乳效果較好。

2.1.3 壓裂液配方

根據(jù)實(shí)驗(yàn)和臨井資料分析最終確定了壓裂液配方。

活性水液體配方：

0.05 %GUR+0.2%F-108+0.2%L-04+0.1%L-55+0.5%PR-1液體粘度：1.5-3.0mPa.S

考慮到施工風(fēng)險(xiǎn)，建議CJ-JMSR_H井1-4級(jí)壓裂時(shí)不注入活性水，5-16級(jí)壓裂時(shí)根據(jù)儲(chǔ)層物性及裂縫發(fā)育情況注入1003活性水。

施工設(shè)計(jì)采用水基胍膠壓裂液，并添加長(zhǎng)、短效粘土穩(wěn)定劑及助排劑，使其具有更好的防膨性能和助排性能，并減少地層傷害，采用低濃度壓裂液。

凍膠配方：

0.30 -0.35%JC-520+0.30%XJ-05+0.04%NaOH+0.2%F-108+0.2%L-04+0.1%L-55+0.5%PR-1+0.03%KNF

2.2 支撐劑選擇根據(jù)文獻(xiàn)調(diào)研，裂縫寬度應(yīng)不低于支撐劑最大粒徑的5倍，本井預(yù)測(cè)計(jì)算裂縫寬度3.8-4.2mm，可以滿(mǎn)足30/50目以及20/ 40目支撐劑通過(guò)能力，但在裂縫深部，20/40目出現(xiàn)橋堵機(jī)會(huì)較大，同時(shí)，該井儲(chǔ)層由于裂縫比較發(fā)育，在施工中可能由于濾失量較大到導(dǎo)致裂縫寬度偏小，根據(jù)鄰井施工經(jīng)驗(yàn)以及裂縫導(dǎo)流能力的要求，決定采用30/50目陶粒作為主體支撐劑，后面尾追20/40目陶粒。再結(jié)合壓力梯度為（0.0175MPa/m），閉合壓力約62MPa。最終選擇中密高強(qiáng)30/50目和20/40目支撐劑。

3 泵注程序設(shè)計(jì)

水平井改造應(yīng)針對(duì)不同層段的整套儲(chǔ)層，裂縫布局應(yīng)首先考慮盡量均勻分布，然后再考慮沿水平段上非均質(zhì)性的影響，主要原因是錄測(cè)井資料僅代表井筒附近地層情況，無(wú)法表征井筒上下的頁(yè)巖儲(chǔ)層好壞，而通過(guò)壓裂裂縫在高度上的延伸，溝通上下儲(chǔ)層，采取盡量均分原則，可以更好地改造整個(gè)儲(chǔ)層段。考慮整個(gè)水平段鉆井軌跡及物性解釋?zhuān)瑸槌浞指脑煺麄€(gè)水平段，優(yōu)選類(lèi)等分方案，分16級(jí)壓裂。根據(jù)模擬計(jì)算，滑套提前打開(kāi)的臨界排量為：第一級(jí)（1.625”）：7.0 m3/min；第二級(jí)（1.75”）：8.5 m3/min；第三級(jí)（1.875”）：9.5 m3/min；第四級(jí)（2”）：11 m3/min；第五級(jí)（2.125”）：12.5 m3/min；第五級(jí)以后（2.25”）：14 m3/min。綜合考慮施工排量影響因素，以及高速通道壓裂對(duì)排量的要求，優(yōu)選施工排量：5 m3/min。

綜合考慮油藏?cái)?shù)值模擬數(shù)據(jù)、以往井裂縫反演數(shù)據(jù)、井眼穿行軌跡、水平段物性、應(yīng)力、支撐劑沉降及施工風(fēng)險(xiǎn)等因素，確定每級(jí)施工規(guī)模。

并綜合考慮每級(jí)壓裂層段在水平段上的分布，1-4級(jí)壓裂層主要位于儲(chǔ)層上部，壓裂主要考慮壓裂裂縫向下在整個(gè)縱向上的貫穿，5-12級(jí)壓裂層位于儲(chǔ)層中部，主要考慮大排量注入活性水造裂縫網(wǎng)絡(luò)，13-15級(jí)壓裂層位于儲(chǔ)層下部，壓裂主要考慮壓裂裂縫向上在整個(gè)縱向上的貫穿，第16級(jí)屬于高GR段，儲(chǔ)層楊氏模量偏小，采用常規(guī)壓裂改造模式進(jìn)行壓裂。

4 結(jié)語(yǔ)

本文通過(guò)對(duì)CJ-JMSR致密油井相關(guān)資料的分析和研究主要得出以下幾個(gè)結(jié)論：

4.1 CJ-JMSR致密油井最小主應(yīng)力方向?yàn)镹E-SW，鉆井軌跡與最小主應(yīng)力方向夾角30°，壓裂裂縫為橫切縫，裂縫與井筒夾角60°。

4.2 通過(guò)研究壓裂液優(yōu)化情況獲得了活性水液體配方和凍膠配方。

4.3 根據(jù)該井的資料，壓裂梯度估計(jì)為（0.0175MPa/m），閉合壓力約62MPa。最終選擇中密高強(qiáng)30/50目和20/40目支撐劑。

4.4 綜合考慮施工排量影響因素以及高速通道壓裂對(duì)排量的要求，優(yōu)選施工排量：5 m3/min。

4.5 根據(jù)壓裂測(cè)試以及分析的泵注特點(diǎn)得出了要采用16級(jí)泵注方式進(jìn)行施工。

徐智聃，（1982-），男，克拉瑪依職業(yè)技術(shù)學(xué)院石油工程系，現(xiàn)主要從事石油工程教學(xué)研究工作。