压裂项目

施工井是重点先导试验项目，系首次超大型致密油水平井密切割压裂施工，施工排量8.0-9.0方/分钟，累计入地液量12931方，加沙量1004方，整个过程平稳顺畅，各项数据全部达标。

针对厚度大、微裂缝发育、低产低能的低孔特低渗致密砂岩储层，在技术人员的努力下，提出了原缝重复压裂与加密新缝相结合、压裂改造与补充能量相结合、混合压裂液与解堵驱油剂相结合的“三结合”新思路，引入的渗吸、压裂、补能的“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系”很好的适应了地层压裂改造和现场施工工艺要求，取得了圆满成功。

“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系” 相比常规瓜胶压裂液可以更好的促进裂缝延伸，前期造缝能力强；胶液其耐温性更广泛，抗剪切能力更突出，压裂有效降阻率达到70%以上；破胶后无水不溶物，更利于压裂液返排，不会造成吼道堵塞。

渗析滑溜水+低粘滑溜水+高粘聚合物胶液压裂体系非常适合于低孔特低渗储层体积压裂改造。在致密砂岩储层（厚度大、存在微裂缝、低产低能）压裂改造当中，能够有效降低压裂液对储层及裂缝导流能力造成的伤害，制造出复杂缝网结构，从而获得更大的储层改造体积，提高压裂改造效果。

该井密切割压裂试验的顺利实施，对鄂尔多斯盆地进一步评价大规模压裂改造下的单井产能、配套工程工艺和经济效益提供了宝贵经验，为后续有效动用该类油藏提供了技术支撑，也为致密油和其它同类油藏高效开发指明了方向。

一、概况

1、区域概况

施工井工区内天然裂缝发育，是成藏主控因素。勘探面积3013平方公里，主要含油层系为延长组长8油层，岩性以岩屑长石砂岩为主，厚度10-15米，有效厚度7.5米，动用面积25平方公里，动用储量1179万吨。

区块油藏平均埋深1327米，孔隙度8.4%，渗透率0.34mD,地层温度39.0-55.3^OC,压力系数0.86，地层温度39.0-55.3^OC,原油密度0.8904g/³cm，黏度46.4mPa.s，属特低孔、特低渗、常温、常压普通稀油油藏，

2、井组概况

施工井区含油面积16.2平方公里，地质储量432万吨，可采储量16万吨，标定采出程度3.67%。储层孔隙度8.2%，渗透率0.37mD,厚度4.3-15.6米，有效厚度7.7米，含油饱和度47.5%，属特低孔、特低渗油藏。

油藏开发均以水平井压裂主，初期平单井日产油6.0吨，半年后降至1.0吨以下，存在高产期和稳产期短，自然递减快的问题。截至目前，采出程度不足4.0%，有效开发方式一直是困扰油田稳产、增产的主要问题之一。

3、开发特征

开发井网排状分布，井距500-700米，水平段500-1100米，平均840米，单井控制储量20万吨，岩心分析和测井解释油藏储层具有基质+裂缝双介质特征。

分析各井生产情况，总结区块开发特征如下：

一是高产井主要集中在裂缝+优质砂岩叠加位置，裂隙发育程度是油藏高产的主控因素。

二是产量整体表现为基质储层物性差、含油饱和度低、产量低、含水高；裂隙储层表现为物性好、含油饱和度高、产量高，含水低。

三是对于裂隙发育区，压裂施工规模越大、砂比越高产量越高；对于基质区，可通过大规模压裂改造沟通远端天然裂缝实现高产。

四是油藏开发普遍存在稳产期短，自然递减大，无有效能量补充等问题，亦是制约油田高产、稳产和有效动用的主要因素。

二、方案设计

1、油井基本情况

构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，地面海拔1215.6米，设计井深2304.5米，完钻井深2303.0米，垂深1386.7米。

本井水平段总长度为800米（1503米-2303米），油气显示800米，其中油斑10层，累计视厚239米；油迹17层，累计视厚478米；荧光7层，累计视厚83米。

压力系数0.85，温度梯度2.69℃/100m，层地层压力为11.5兆帕，地层温度51.6℃，属常温、低压系统。

目的层长8₁¹上覆地层为大段泥岩，与下伏地层长8₁²之间发育10米左右泥岩隔层，遮挡效果较好。

2、初次压裂情况

施工区域局部发育断裂，施工井在钻井过程中井漏、溢流较为严重，槽面显示段较多，表明断裂区含油性较好，同时结合邻井投产生产情况，该井于2014年6月28～2014年7月2实施压裂，采用连续油管带底封拖动，水力喷砂射孔环空加砂多级分段压裂工艺，共压裂8段，压裂套管施工排量3.0方/分钟，压裂油管施工排量0.2方/分钟，平均破压24.8兆帕，总入地液量1380.2方，总加砂量201方。

该井于2017年7月3日正式投产，截止2020年1月7日已累计生产1055天，累产液8864.9方，累产油3665.1吨，综合含水55.1%；压前日产液3.6吨、日产油1.6吨、含水54.1%，动液面1021米，泵深1104.3米，氯根30310mg/L。

3、本次压裂设计

对该井长8₁¹原生产层开展水平井密切割压裂，进一步评价大规模压裂改造下的单井产能、配套工程工艺和提高经济效益，为后续有效动用该类油藏提供技术支撑。

（1）技术路线

为进一步提高剩余油采出程度，决定针对该井首次改造不充分及未改造的段簇，开展密切割重复压裂试验，具体压裂改造技术思路如下：

1）根据录井、测井资料，长8₁¹油层岩性为灰色细砂岩，砂体厚度10-12米，测井解释孔隙度9-11%，渗透率0.3-0.6mD，含油饱和度31-64%，测井解释为油层、差油层。目的层长8₁¹上覆地层为大段泥岩，与下伏地层长8₁²之间发育10米左右泥岩隔层，遮挡效果较好。

2）根据该井长8₁¹砂体厚度及其垂向上、下砂体及遮挡层分布情况，结合该井长8₁¹油层物性参数、邻井距离及地质要求，以增加侧向剩余油动用为目的，充分考虑老缝延伸与新缝扩展相适配，优化采用“低粘液体造缝、缝口多级暂堵、高粘液连续加砂”的混合体积压裂设计思路。

3）基于不同的储层类型，采用差异化压裂施工参数，实现非均质储层单井单段精细化改造，提高整体储层改造效率。

4）该井采用二级井身结构，5¹/₂″套管固井完井，针对该井完井方式并综合考虑地质要求、不同重复压裂工艺的工具可靠性、施工效率、风险性及经济性，重复压裂采用套内封隔器分段压裂工艺。

5）压裂过程中在每段加入不同示踪剂，分析各段产出情况和井间连通关系。

6）压裂施工完成后焖井，实现油水渗吸置换，提高压裂液效率和效果。

（2）压裂液体系选择

依据本区直井DST测试资料，目的层地层温度51.6℃。为实现技术路线要求和满足加砂需要，选择使用“增强型HI30清洁压裂渗吸一体化体系”，液体材料提供及现场技术服务由华成石油全程负责。

渗吸滑溜水：0.08% HJ-1降阻剂+0.25%增强型HI30渗吸剂+0.2%粘土稳定剂

滑溜水：0.08% HJ-1降阻剂+0.03%破乳助排剂+0.2%粘土稳定剂

高粘液：0.25%HJS-1增稠剂+0.03%破乳助排剂+0.2%粘土稳定剂+0.3% HJS-2交联剂

破胶剂：过硫酸铵，0.03%（质量比）

（3）材料用量与储备

1）压裂液准备

施工压裂液总用量11427.6方（其中渗吸滑溜水3560方，滑溜水2837.6方，高粘液5030方），现场准备12096方；交联剂按交联比例准备。

2）支撑剂准备

现场使用40/70目石英砂45.4方，准备46方；

现场使用20/40目石英砂957.6方，准备958方。

3）暂堵剂准备

设计暂堵剂用量1.86吨，准备3.91吨。

三、施工简况

该井于2020年5月8日-15日按方案设计分6段进行了压裂施工，过程平稳有序，达到了设计预期，目前闷井待放喷。

• 施工压力：最低1.0兆帕，出现在第二段，最高72.5兆帕，出现在第一段。
• 破裂压力：全井段平均破裂压力为25兆帕，其中最高破裂压力42.1兆帕，出现在第二段，最低破裂压力25.1兆帕，出现在第四段。
• 停泵压力：全井段平均停泵压力1兆帕，其中最低停泵压力9.2兆帕，出现在第一段，最高停泵压力13.1兆帕，出现在第五段。
• 加砂量：该井设计加砂量0方，实际入地砂量1004.3方，平均单段加砂量167方，平均砂比18.8%，最高砂比30.0%。
• 用液量：该井设计总液量11428方，实际入地总液量12931方，平均单段入地液量2155方，总量相比设计多1503方。