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）

隨著石油開采逐漸進入中后期，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)就是其中一項非常重要的方式，文章選取致密油井CJ-JMSR作為研究對象，對致密油井的壓裂技術(shù)進行了分析。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，對壓裂液的配方優(yōu)化以及支撐劑的選擇進行了研究，并對裂縫參數(shù)和施工參數(shù)進行了優(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，該井作為進一步擴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)的精細勘探和油藏評價提供保障的重要油井還缺乏配套的壓裂工藝技術(shù)，因此在這個背景下通過研究CJ-JMSR致密油井的基本油藏參數(shù)、測井資料、地應(yīng)力狀況、巖心資料以及該區(qū)域其它臨井的相關(guān)測試資料，進而優(yōu)選出適合CJ-JMSR致密油井的壓裂液配方和支撐劑類型，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，提高采收率，最終實現(xiàn)合理開發(fā)油井的目的。本文的研究對于提高CJ-JMSR致密油井產(chǎn)量以及推進二疊系蘆草溝組致密油井的開發(fā)具有非常重要的理論意義和現(xiàn)實意義。

1 地質(zhì)參數(shù)及巖心特性分析

根據(jù)測井解釋，從常規(guī)和核磁資料看，該油井四性關(guān)系好的儲層井段為：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”體中。

本井最小主應(yīng)力方向為NE-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，進尺9.46m，心長9.46m，收獲率100%，獲富含油巖心0.59m，油浸級巖心2.39m，油斑級巖心2.45m，熒光級巖心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，染手，油氣味濃。第二筒巖心井段3572.13-3579.60m，進尺7.47m，心長7.47m，收獲率100%，獲油跡巖心0.11m，熒光級巖心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，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（頁巖油）儲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）通過網(wǎng)絡(luò)裂縫的能力，并盡可能實現(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，盡可能溝通整個上甜點；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)和原油破乳實驗

針對吉木薩爾致密油儲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層二疊系儲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)的情況進行了巖粉交聯(lián)實驗。通過實驗，CJ-JMSR井巖粉與pH值為7-10的0.4%HPG原液均無交聯(lián)情況。

通過鄰井臨16、臨6井原油破乳實驗，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)實驗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，建議CJ-JMSR_H井1-4級壓裂時不注入活性水，5-16級壓裂時根據(jù)儲層物性及裂縫發(fā)育情況注入1003活性水。

施工設(shè)計采用水基胍膠壓裂液，并添加長、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)測計算裂縫寬度3.8-4.2mm，可以滿足30/50目以及20/ 40目支撐劑通過能力，但在裂縫深部，20/40目出現(xiàn)橋堵機會較大，同時，該井儲層由于裂縫比較發(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30/50目和20/40目支撐劑。

3 泵注程序設(shè)計

水平井改造應(yīng)針對不同層段的整套儲層，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，主要原因是錄測井資料僅代表井筒附近地層情況，無法表征井筒上下的頁巖儲層好壞，而通過壓裂裂縫在高度上的延伸，溝通上下儲層，采取盡量均分原則，可以更好地改造整個儲層段?？紤]整個水平段鉆井軌跡及物性解釋，為充分改造整個水平段，優(yōu)選類等分方案，分16級壓裂。根據(jù)模擬計算，滑套提前打開的臨界排量為：第一級（1.625”）：7.0 m3/min；第二級（1.75”）：8.5 m3/min；第三級（1.875”）：9.5 m3/min；第四級（2”）：11 m3/min；第五級（2.125”）：12.5 m3/min；第五級以后（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排量的要求，優(yōu)選施工排量：5 m3/min。

綜合考慮油藏數(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)險等因素，確定每級施工規(guī)模。

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

4 結(jié)語

本文通過對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結(jié)論：

4.1 CJ-JMSR致密油井最小主應(yīng)力方向為NE-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，壓裂梯度估計為（0.0175MPa/m），閉合壓力約62MPa。最終選擇中密高強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排量的要求，優(yōu)選施工排量：5 m3/min。

4.5 根據(jù)壓裂測試以及分析的泵注特點得出了要采用16級泵注方式進行施工。

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。