【摘 要】
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新疆昌吉致密油储层具有埋藏深、天然裂缝欠发育、水平应力差高、脆性低、流度比小的特征。目前主要采用水平井体积压裂的方式进行储层改造。但是,压裂改造过程中储层特征分析、前期完井与压裂评价、完井优化以及体积压裂理论尚不完善,改造效果参差不齐,有必要围绕该储层体积压裂理论、方法及应用开展更深入的研究,提高压裂改造效率与效果。基于新疆昌吉油田储层地质特征分析,借鉴前期完井方式和体积改造技术现状以及国内外致密
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新疆昌吉致密油储层具有埋藏深、天然裂缝欠发育、水平应力差高、脆性低、流度比小的特征。目前主要采用水平井体积压裂的方式进行储层改造。但是,压裂改造过程中储层特征分析、前期完井与压裂评价、完井优化以及体积压裂理论尚不完善,改造效果参差不齐,有必要围绕该储层体积压裂理论、方法及应用开展更深入的研究,提高压裂改造效率与效果。基于新疆昌吉油田储层地质特征分析,借鉴前期完井方式和体积改造技术现状以及国内外致密油储层的改造经验,将理论建模与数值模拟方法相结合,对昌吉油田致密油水平井完井及体积改造技术方案进行优化,并开展了现场先导性实验。研究结果表明,针对天然裂缝发育储层,提出激活天然裂缝,延伸天然裂缝网络的缝网改造模式;针对天然裂缝欠发育储层,选择缩短裂缝簇间距,细分切割改造模式,并对不同改造模式下的施工参数进行了优化推荐:细分切割压裂模式推荐水平井裂缝条数50-55,长度300 m,裂缝导流能力2-4μm~2·cm;网络化压裂改造模式推荐水平井裂缝条数40-45,长度250-300 m,裂缝导流能力8-10μm~2·cm。同时,压裂施工参数优化结果表明,天然裂缝发育储层,优化簇间距在25-39 m,前置液比25-30%,单簇裂缝排量4.0-6.0m~3/min,单簇裂缝注液规模在450 m~3左右,分支裂缝铺砂浓度1.0 kg/m~2左右,主裂缝铺砂浓度2.0-2.5 kg/m~2;天然裂缝欠发育储层,前置液比20-25%,单簇裂缝排量＜4.0m~3/min,单簇裂缝注液规模在400 m~3左右,主裂缝铺砂浓度1.0-1.5 kg/m~2。结合天然裂缝发育储层和欠发育储层的完井方式、改造设计思路和施工参数优化范围,基本形成了一套适用于昌吉油田致密油储层体积压裂的方法。基于压裂设计方法,优化了2口开发试验井压裂设计,现场实践表明优化的压裂参数组合实现了吉木萨尔页岩油的有效动用,为后期整体开发奠定了基础。
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