付穎 劉永 馮昕媛 劉歡 張春業(yè)

摘要：尕斯庫勒N1下段油藏縱向上發(fā)育多期砂體，其中壩砂厚度大，橫向延展好，疊合連片，油層的分布明顯受砂體展布影響，局部受巖性、物性控制，整體表現為構造背景下的巖性油藏。油井受儲層物性影響，供液能力差，自然投產產量低，需要通過壓裂改造提高地層供液能力，進而提高單井產量。水平井具有泄油面積大、壓降小的優(yōu)勢，但不經過分段壓裂改造仍不能取得較好的經濟效益，轉變開發(fā)方式實施水平井體積壓裂先導性試驗提高開發(fā)效益、實現儲量動用是迫在眉睫。

關鍵詞：尕斯庫勒N1下段油藏，水平井，體積壓裂，先導性試驗

作者簡介：付穎，本科，1984年生，工程師，現從事油氣田開發(fā)方面的研究。

1、油藏特征

尕斯庫勒油田為一較完整的斷背斜油藏，北部受Ⅱ號斷層及油砂山斷層控制，西翼受Ⅻ斷層影響。Ⅺ-Ⅻ油組縱向上發(fā)育多期砂體，其中壩砂厚度大，橫向延展好，疊合連片，油層的分布明顯受砂體展布影響，局部受巖性、物性控制，整體表現為構造背景下的巖性油藏。油層縱向主要集中分布于Ⅺ、Ⅻ油組上段。油層分布井段長，厚度薄，單井油層累計厚度1.3m-50.2m，具有縱向疊置，整體連片的特點。受不同期次的砂體疊置的影響，儲層非均質性較強，油層沿構造軸部方向展布，兩翼向低部位斜坡方向逐步減少.平面上，南區(qū)、中區(qū)油層較發(fā)育，北區(qū)油層變少。南區(qū)油層集中分在Ⅺ、Ⅻ上油組，且構造西翼油層厚度較大，具有擴展?jié)摿?北區(qū)油層主要分布在XI砂組，局部富集。

整體N1下段油藏Ⅺ-Ⅻ油組為構造背景下的巖性油藏，油層分布在2284m-2931m，平均埋深2607m，驅動類型為邊水驅動和彈性驅動，含油高度647m，油藏中部海拔314m，油層厚度0.4m-6.3m。

2、水平井體積壓裂需求

地層原油粘度4.089mPa.s;平均滲透率0.6mD，平均孔隙度10.1%，流度λ=k/μ=0.147MD/mPa·s。儲集空間中裂縫僅0.43%，天然裂縫不發(fā)育，根據巖性成份三角圖，脆性礦物含量在60%以上。尕斯庫勒N1下段油藏四區(qū)域四參數圖版中位于強需求成網區(qū)，需要進行大規(guī)模水平井體積壓裂改造。

3、可壓性評估

體積壓裂可行性論證方法有：結構弱面、脆性指數和應力條件等3種判別方法。在儲層地質評價的基礎上，對尕斯庫勒N1下段進行體積壓裂可行性論證。

①結構弱面條件判別

天然裂縫是誘導復雜網絡裂縫延伸的主因，天然裂縫越發(fā)育越容易形成復雜的縫網。儲層研究證明尕斯庫勒N1下段儲層天然裂縫不發(fā)育，說明儲層結構弱面不夠發(fā)育，不利于形成裂縫網絡。

②巖礦條件判別

儲層巖性具有顯著的脆性特征，是實現體積改造的物質基礎。國內外研究證明，富含石英或者碳酸鹽巖等脆性礦物的儲層有利于產生復雜縫網。結合巖石礦物成分分析結果，脆性礦物超過60%，有利于形成裂縫網絡。

③脆性指數判別

國內外研究認為，一般情況下，脆性指數高于40%時，容易形成復雜縫網。尕斯庫勒N1下段儲層計算脆性指數40-45%，推斷裂縫延伸模式應為縫網與多裂縫過渡。

④力學條件判別

一般認為當水平主應力差小于10MPa，水力裂縫沿天然裂縫延伸;當水平應力差越小，越容易出現復雜的分支多裂縫?；趲r心實驗和地應力剖面分析，尕斯庫勒N1下段的水平主應力差11-14MPa，不利于形成復雜人工裂縫網絡。

⑤體積壓裂可行性結論

通過上述研究，綜合判斷尕斯庫勒N1下段裂縫形態(tài)處于多裂縫-縫網過渡的區(qū)域，具備形成縫網延伸模式的體積改造條件。

4、壓裂工藝選擇

4.1 裂縫參數優(yōu)化

應用Wellwhize模擬軟件模擬不同裂縫參數下所對應的產量，對縫長、縫高、導流能力等裂縫參數進行優(yōu)化。

4.2 施工參數優(yōu)化

應用FracproPT 壓裂軟件，結合裂縫參數需求，分別對施工排量、施工液量、加砂量進行優(yōu)化。

4.3 壓裂液優(yōu)化

根據尕斯庫勒N1下段儲層溫度90℃左右，綜合考慮粘土礦物含量較高（21.29%），通過室內實驗，優(yōu)選有機+無機雙防膨，形成滿足現場施工需求的0.3%低濃度胍膠壓裂液體系。

4.4 支撐劑優(yōu)化

根據儲層埋深在2600m左右，計算地層閉合壓力在40MPa左右，通過對支撐劑導流能力評價結果，優(yōu)選采用組合支撐劑，70-140目優(yōu)選低成本的石英砂，40-70目優(yōu)選低密高強陶粒，30-50目優(yōu)選中密高強陶粒作為支撐劑。

5、現場實施情況及效果

為探索尕斯庫勒N1下段高效開發(fā)模式，采用“縫控體積壓裂”理念，開展了該區(qū)首口水平井B井進行體積壓裂先導試驗，目的層段為Ⅻ-11小層，分四段進行壓裂。

5.1設計情況

B井水平段長度405m，完鉆井深3013m，套管完井。根據該區(qū)儲層特性，采用縫控體積壓裂思路，提高裂縫對儲層控制程度，大排量、大規(guī)模壓裂增大裂縫復雜程度、補充地層能量，提高儲層改造體積和壓后效果，施工采用水力泵送可溶橋塞多段多簇壓裂工藝。結合地質資料和井間關系優(yōu)選4段22簇進行改造，每段4-6簇，每簇射孔0.7-1m。利用FracproPT軟件模擬計算，結合水力裂縫優(yōu)化結果，單段壓裂液量1100-1400m3，單段砂量70-80m3。每段3簇，液量1500m3，砂量74方;每段4簇，液量1700m3，砂量80方。

5.2現場實施情況

B井于2020年8月壓裂施工4段，施工排量10-12方/分，施工總液量5508.4方（其中酸液20方），總砂量390.5方，最高施工壓力64.60MPa，最高砂比35.00%，平均砂比19.08%。

5.3壓后效果分析

截至2021年04月，B井最高日產油22.72噸，平均日產油12.3噸，累計產油2681.13噸。目前下泵生產，日產液8.6方，日產油8.31噸，含水率3.4%，措施效果有待進一步跟蹤評價。

青海油田鉆采工藝研究院，甘肅 敦煌 736202

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