1、新沟白云岩储层措施工艺技术研究,徐峰江汉油田分公司,目 录,1、储层概况,2、针对性措施工艺,3、存在问题,4、下步工作,新沟,油组,江汉盆地勘探成果图,储层概况,新35,新70,新3,苏1,查阅新沟及其周边120多口井的测录井资料，进行地层对比。新沟地区含泥质白云岩油气显示丰富、分布范围广。纵向上整个油组均有油气显示分布。,4.8m,33.0m,3.8m,16.1m,新86,31.6m,储层概况-储量,泥晶云岩,陆屑（内碎屑）云岩,泥晶泥质云岩,粉砂质泥岩,共63块样品,主要发育六种岩性：泥晶云岩、陆屑（内碎屑）云岩、粉砂质泥岩、泥晶泥质云岩、泥晶灰岩、云质泥岩。,云质泥岩,泥晶灰岩,块数,
2、比例,岩矿特征：以云质成分为主。,储层概况-岩性,新1171岩性录井图,812米,886米,781米,860米,新1171井岩心照片,新下油组录井和岩心显示为三套暗色泥岩夹泥质白云岩地层，三套泥质白云岩部位肉眼均可见油气显示。,储层概况-层系,新下油组 为一套泥岩夹泥质白云岩地层，地层厚度一般70100米，在地质上应用沉积旋回理论，以湖泛面为界，可分为1、2、3等三个含油层段。,1,2,3,新461新79斜-3新3新30井层段对比图,储层概况-层系,低孔特低渗储层,不同孔隙度占样品百分数直方图,孔隙度：平均13.7%；渗透率：平均0.2110-3um2,不同渗透率占样品百分数直方图,4口井47
3、3块,储层概况-物性,属于特小孔喉（纳米级）储集岩,储层概况-物性,新461井： 1300.31米,根据4口取心井17块样品统计，中等-强速敏。,新461井:1291.09,中等偏强-强水敏,新461井:1300.31,酸敏差异较大，总体为无-弱酸敏。,新461井：1282.69,中等碱敏,储层概况-敏感性,新1171井:787.87,弱应力敏,盐敏：随着地层水矿化度的降低，渗透率也不断降低,新1171井:776.19,储层概况-敏感性,目 录,1、储层概况,2、针对性措施工艺,3、存在问题,4、下步工作,新下油组措施工艺主要针对非常规油藏的储层特点及地应力情况，在纵向上尽可能多地动用含油条带
4、，在平面采用大规模施工，提高油层泄油面积，优选合适的措施液体系，以实现新下油组经济高效开发。,开展三项措施优化工艺：,地应力研究,压裂液研究,压裂优化设计,钻井取芯井段811.34-820.74,钻井取芯井段774.51-790.67,钻井取芯井段856.66-865.88,钻井取芯井段880.92-890.09,差油层 810.6-812.0,干层 813.6-814.4 815.6-816.4 829.0-829.8,差油层 857.0-858.0,干层 861.6-862.4,差油层 864.0-864.6,干层 865.6-866.6 867.6-868.6,干层 882.6-883.
5、2同层 883.2-883.8,下23,下21,下25,1、以岩石力学试验测定的泊松比，杨氏模量、地应力为基础结合软件计算，确定新沟岩石力学剖面，为压裂优化设计提供依据。,1、地应力研究,1、地应力研究,根据地应力情况，再次校正参数，计算的地应力值接近实际情况,2、采用井底压力拟合的方式对地应力剖面进行校正，通过确定构造作用等参数对地应力的影响，再次校正地应力值，为后续工作提供依据。,下21,下22,下25,1、地应力研究,确定新沟地应力剖面变化具有一致性,1、地应力研究,3压裂，裂缝受泥岩封隔，无法突破至层段2,2压裂，由于本身应力相对较高，采用合理规模及排量可以突破至1,1压裂，由于隔层存
6、在及层段一厚度及隔层情况，难以突破至2,1,2,1,2,2,3,在不同井区，各层段间的隔层应力变化趋势均一致，主要如下：a、3与2之间的隔层较好，可起到有效的遮挡左右。b、2与1之间在大部分区域的隔层较差。,1、地应力研究,合采新下1-3：新461（目前新下1） 单采新下2 ：新斜1171 新1-2HF单采新下3 ：新391、新135、新79斜-3、新76、新212、新86、新1-1HF、新1-3HF 、新1-5HF 、新391斜-1F,新下油组岩性录井图,1,2,3,直井平均日产油2.1吨，水平井平均日产油7.1吨，水平井是直井3倍。,2、措施工艺技术-概况,1、水平井的初期平均产能高于直井
7、，是直井的3倍。,2、措施工艺技术-概况,从直井和水平井的柱状图对比情况来看，水平井产量高的主要原因是产液量高， 是直井的6倍，说明水平井开发对泥质白云岩油藏的开发具有十分显著的效果。,2、措施工艺技术-概况,1、根据产量数据，拟合压裂模型，根据产能预测，选择合理的加砂量,2、措施工艺技术-直井压裂优化设计,20m3砂,30m3砂,50m3砂,60m3砂,70m3砂,40m3砂,新斜461下1预计产量和实际产量,最佳加砂量为50m3,智能分采数据,下21正常生产数据,2、根据产能预测，选择合理的排量,3m3/min排量,4m3/min排量,5m3/min排量,6m3/min排量,7m3/min
8、排量,最佳排量为6m3/min,2、措施工艺技术-直井压裂优化设计,3、根据产能预测，选择合理的砂比,平均砂比15%,平均砂比20%,平均砂比25%,平均砂比30%,最佳平均砂比25%,2、措施工艺技术-直井压裂优化设计,2、措施工艺技术-水平井优化设计,水平井长度:选取新沟地区地质参数，采用HWPF软件进行模拟。产量随着水平段长度增大而增大，但是增大到一定程度后产量增加变缓。水平段长度约为650m。,1、水平段长优化,根据渗流理论，主流线中心点的压力梯度等于该点处的临界启动压力梯度，从而推导出新沟油田技术极限泄油半径计算公式。,=,极限泄油半径公式(新沟油田）,假定压差分别为2、4、6、8、
9、10MPa，通过计算公式进行求解，绘制了新沟油藏不同渗透率对应的极限泄油半径的理论图板。,平面渗透率变化范围0.1-110-3m2，在相应的注采压差下对应的技术极限泄油半径为1540m之间。,井距确定600米，排距80米,2、排距优化,2、措施工艺技术-水平井优化设计,以新1-1HF为例，水平段长为600m,新1-1HF实际产量,6段压裂,实际压裂（8段）,10段压裂,12段压裂,最佳措施8段，即缝间距约为86m,2、措施工艺技术-水平井优化设计,主要采用桥塞分段压裂进行水平井改造，通过电缆连接工具串并依靠重力下至造斜点后，利用液力泵送工具串至目的层段，再通过电缆控制完成坐封及射孔动作，并按设
10、计进行套管压裂，最终实现桥塞分层、电缆射孔、压裂联作作业。,复合材料桥塞耐温150，耐压70MPa,2、措施工艺技术-水平井管柱,新1-1HF井采用桥塞射孔联作方式，分八段进行压裂施工，共施工三天， 加砂量430m，入井总液量2482.1m，施工排量5.0-7.1m/min，施工压力13-25MPa，停泵压力9-10MPa。放喷共6天，放喷液量为698.81m，累计出油10.78m。,2、措施工艺技术-水平井及效果,新1-1HF预计的裂缝剖面,新1-1HF压裂施工曲线,压后初期产量超过10t，目前日产油稳定在7t，产量较稳定，措施改造效果明显。,新1-1HF实际生产情况,2、措施工艺技术-水平
11、井及效果,压裂液方面，主要针对不同的储层特点，选择多种类型的压裂液体系，以提高措施的针对性和有效性。,3、压裂液体系,常规胍胶压裂液,减阻水压裂液,普通压裂改造,体积改造,线性胶压裂液,形成复杂裂缝,新沟下油组压裂施工压力偏低，地层滤失较小，压裂液选用较低浓度即可满足现场施工的需要。因此本区的压裂液选择上主要考虑，降低储层伤害，降低成本，达到经济高效开发储层的目的。,新1-2HF井冻胶小型压裂测试,新1-2HF井冻胶的液体效率高达58.23%，地层滤失小，现场施工压力低，便于多种低粘度压裂液在新沟地区的应用。,3、压裂液体系-常规压裂液,新下压裂施工用液量较高，通过对常规压裂液配方进行调整，将
12、胍胶用量由0.4%降低至0.25%，降低压裂液残渣。满足了新沟非常规储层措施改造的需要，降低施工成本，有利于经济有效开发新沟非常规储层。,0.25%HPG在60、170s-1的条件下剪切1h后，粘度保持在85mPas左右。,低浓度胍胶压裂液体系,3、压裂液体系-常规压裂液,压裂液方面，主要针对不同的储层特点，选择多种类型的压裂液体系，以提高措施的针对性和有效性。,常规胍胶压裂液,减阻水压裂液,普通压裂改造,体积改造,线性胶压裂液,形成复杂裂缝,3、压裂液体系,（2）流变性能,0.1%稠化剂，60,0.15%稠化剂，70,3、压裂液体系-线性胶压裂液,（1）配伍性,压裂液储能模量大于耗能模量，以
13、弹性为主。,按砂比20%加入石英砂（20-40目），观察6h后悬砂情况，压裂液沉降较少，说明低浓度压裂液具有良好的悬砂能力。,（3）悬砂性能,低浓度压裂液,3、压裂液体系-线性胶压裂液,（4）水化性能,低浓度压裂液在60下，2h内可以完全水化，且水化液无残渣，粘度及表界面张力低。,3、压裂液体系-线性胶压裂液,压裂液方面，主要针对不同的储层特点，选择多种类型的压裂液体系，以提高措施的针对性和有效性。,3、压裂液体系,常规胍胶压裂液,减阻水压裂液,普通压裂改造,体积改造,线性胶压裂液,形成复杂裂缝,自主研发的减阻水压裂液体系JC-J10减阻水，现已在3口井进行了现场应用，携砂性及降阻性良好，满足
14、现场施工的需要。,3、压裂液体系-减阻水压裂液,（1）减阻率,地层水配伍性,地层原油配伍性,（2）配伍性,压裂液防膨效果良好,（3）防膨性,3、压裂液体系-减阻水压裂液,（4）表界面张力,（5）粘度,3、压裂液体系-减阻水压裂液,目 录,1、储层概况,2、针对性措施工艺,3、存在问题,4、下步工作,1、储层识别-新斜461井物性差的层效果较好,1：日产油3.7t，液7.2m3,2：日产油0.8t，液8.7m3,3：日产油0.2t，液24.9m3,新斜461井三段段进行压裂，并采用智能分采，且1的物性相比2、 3差，但1压后效果明显高于其余两层。,存在问题-储层识别,1,2,3,存在问题-储层识
15、别,何种原因导致物性差的层效果明显好于物性较好的层,新391斜-1F井A靶点垂深1535m，斜深1860m，井斜度79.80度，方位-1.68度，位移530米；B靶点垂深1693.47m，斜深2794m，井斜度82.40度，方位-1.68度，位移1445.81米；措施段长934m；最大井斜82.4。,1、储层识别-新391斜-1F井施工困难及压后效果差,存在问题-储层识别,新391-1F井每段射孔两簇，施工难度大，除第一段外，其余井20%砂比进入地层压力压力即迅速爬升。是否因石膏或泥岩等岩性交错，出现多裂缝，导致施工困难。,新391井下25岩心,存在问题-储层识别,新391斜-1F测井数据及小
16、层数据,存在问题-储层识别,新391测井数据及小层数据,存在问题-储层识别,新391下3压后生产情况,新391斜-1F下3压后生产情况,新391井为一直井，压后具有较好的效果，新391斜-1F水平段长934m，但压后效果明显比直井差，两口井距离较近，为何会导致如此大的差异。,存在问题-储层识别,3、是否适合酸压及如何酸压,新斜1171井岩心溶蚀,新斜461井岩心溶蚀,新沟岩性主要为泥质白云岩，白云岩含量多在50-60%，盐酸进入地层即有明显的压力降落。能否采用酸压工艺进行增产，酸压的经济性如何，以及适宜何种酸液进行酸压。,存在问题-酸压可行性,3、是否适合酸压及如何酸压,从取心情况看，石膏等含
17、量较多，石膏的分布并不连续，如果采用酸压，石膏等是否因为储层骨架遭到破坏，而导致大量返出。,存在问题-酸压可行性,目 录,1、储层概况,2、针对性措施工艺,3、存在问题,4、下步工作,1、不同完井方式井进行效果对比，确定最合理有效的完井方式,本区采用套管完井桥塞分段压裂取得较好效果，且已具备自主技术的各种水平井分段工艺，下步计划进行其它完井方式试验，结合前期压裂施工情况，评价不同完井方式下压裂效果，提出最优的开发方案。,下步工作,本区白云质含量较高，酸液对岩心溶蚀率较高，下步在该区块准备采用胶凝酸酸压，交联酸加砂压裂，大规模酸化和压裂相结合等几种酸压方式开展酸压工艺的技术探索。并优化酸压配方及施工工艺，达到经济高效开发白云岩储层的目的。,2、酸压工艺研究,下步工作,3、进行活性水和减阻水压裂试验,新沟地层滤失较低，活性水具有较高的液体效率，现场施工压力较低，地层最大最小主应力差异较低，具备形成复杂裂缝的条件，故采用活性水或减阻水进行压裂，探索新沟非常规储层措施增产新工艺。,新1-1HF井活性水小型压裂测试,下步工作,4、进行K344分段压裂工艺技术研究,套管水平井分段压裂管柱,下步工作,采用K344封隔器一次施工5-6段，对长水平段井采用两趟管柱完成施工，或采用K344结合限流压裂的工艺，达到降低开发成本，缩短压裂周期，提高非常规储层的经济有效动用。,Thank you!,
