集团压裂可实现大规模多井同层同步压裂。从去年4月试验成功后,吉林油田已试验13个区块132口井,累计增油1.02万吨,是常规重复压裂的1.5倍以上。

  中国石油网消息(记者 王珊珊)7月3日,记者从吉林油田钻采工程部获悉,自去年4月实施开展大规模集团压裂以来,已试验13个区块132口井,其中,投产3个月以上的有8个区块68口井,截至6月末已实现累计增油1.02万吨,预测有效期内累计增油1.85万吨,是常规重复压裂的1.5至2倍,产出投入比可以达到1.28,经济效益良好。

  吉林油田是典型的“三低”油田,低渗、特低渗透油藏储量占油田总储量的70%以上,储层压裂改造是必由之路,投入开发以来,基本上是“吃压裂饭、过压裂年、唱压裂歌”。近年来,受资源劣质化和开采程度加深的双重影响,吉林油田多井低产现象日益突出,常规重复压裂效果、效益逐年变差,传统做法已经不能适应现阶段的开发需求,需要创新理念和技术,改变压裂只为单井增产的思维定式。在这种需求下,集团压裂这种重复压裂与开发方式结合,可改善注采关系、发挥井网作用、增加可采储量的新型压裂方式应运而生,为油田稳产、效益开发提供了技术支撑。

  所谓集团压裂,就是以注采单元为最小实施单位,整合“转、驱、扰、调、蓄、工厂化”等技术手段,最大限度沟通现有驱替系统没有波及的原生孔缝系统和改造基质,以持续改善注采关系,发挥现有井网作用,增加水驱动用储量,提高采收率,一定程度上起到深度二次开发调整的目的。

  去年4月,吉林油田在新立Ⅵ区块开展首例大规模集团压裂先导试验,共压裂改造17口井38个层段。与常规压裂对比,工作效率提高5.5倍,采收率增加2个百分点,费用节约200万元。在此基础上,吉林油田进一步扩大现场应用规模,阶段取得较好效果。

  试验过程中,科研人员综合吉林油田及国内相关油田资料分析认为,影响油井压裂效果的油藏因素很多,其中压裂井所处区域的储层分布状况、剩余油分布规律、能量保持状况及注采关系认识,是决定集团改造效果好坏的基础。

  首先,集团压裂目标区域选择要满足油水井整体改造条件。研究人员对储层平面发育状况、物性分布特征、砂体连通等情况进行评价,建立井网与砂体的控制模型,构建储层空间格架,优选储层发育稳定、局部四性关系对应好、砂体连通率高,可实现多井同层同步压裂的区域作为整体治理提效区。

  其次,剩余油研究成果是保障集团压裂增产的关键。吉林油田地质人员联合应用油藏监测资料对水驱规律进行分析,把剩余油分布状况落实到井、层、方向。之后对分层剩余资源进行定量刻画,对于产液量较低的井采取温差法测试,提高认识精度。把每个小层的阶段注水量及产液、产油量细致劈分,确定了每口井每个层的剩余油潜力,对注采比高、产液产油下降幅度较大、综合含水较低的层位优选实施改造。

  再次,储层能量高低是决定后期稳产的关键。统计分析得出,历史上大于饱和压力、等于或者小于地层压力的井重复压裂改造后增产量明显较多,说明合理的流动压力对压裂增产及有效稳产影响较大,生产过程需要及时调整配注方案并保持较合理的流动压力。新立Ⅵ区块集团压裂试验区压裂用液是常规压裂的4.3倍,地层压力提高了2.8兆帕,通过合理控制油井流压,周围老井递减率下降了3.1个百分点。

  截至6月末,吉林油田已在5个采油厂13个区块开展集团压裂,在总结认识的基础上,形成了“集团压裂选井选层标准”及“油藏工程方案编写规范”。并且又筛选出集团压裂油藏潜力区块31个,编写完成334口井油藏工程方案,为后续老区有效益可持续开发奠定坚实基础。

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