碳酸盐岩加砂压裂技术

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1、国内外碳酸盐岩储层加砂压裂改造现状华北务古1深度：5500m裸眼段：50m岩性：灰岩压裂加砂量：10m3效果：无效碳酸盐岩加砂压裂工艺技术四川磨溪气田雷一1储层加砂压裂探索实践井号储层有效厚度(m)射孔有效厚度(m)压裂液交联液注入方式入地前置液(m3)入地携砂液(m3)泵压(MPa)排量(L/s)砂量石英砂(t)平均砂浓度/(kg/m3)备注磨10013.07.7CT9-1硼砂合注57.669.560.3-63.626.36-40.5516.89274.5-361.2设计34.5t，泵压太高提前结束施工磨1414.614.6LSR-

2、INB(引进)BSL-IW(引进)油管50.054.557.85-83.525.5-42.017.17371.9-555设计20t，砂堵结束施工磨11316.818.6LSR-INB(引进)SD2-2油管注入65.030．4675-8035-4217.0523-689.5设计20t，砂堵结束施工磨1289.112.4CT9-1钛交联油套合注40.233.646-5230-3711.7346-535设计10t，圆满完成磨12711.411.4GRJ-11硼钛缓交油套环空注入69.373.756-59.230.2-44.3陶粒21.629

3、3-420设计50t，砂堵结束施工四川磨溪砂堵率高加砂量少砂浓度低井号前置液(m3)携砂液(m3)排量(m3/mim)入地陶粒(m3)砂浓度(kg/m3)无阻流量(104m3/d)备注G5-989.274.32.7-3.03.22524.8441小型解堵酸化,砂堵，加砂二次G14-1050.084.82.4-2.75.712210.2525小型解堵酸化,砂堵G23-1890.065.02.5-2.83.35903.46前置液中途加粉陶2m3,砂堵G10-1252.047.43.53.2122.61.3339砂堵长庆气田下古生界奥陶系碳

4、酸盐岩储层加砂压裂实践长庆气田砂堵率高加砂量少砂浓度低哈萨克斯坦扎纳若尔油田物性差：φ=8～12%、Ke=1.5～2.7×10-3um2碳酸盐岩储层，储层裂缝发育，储层地应力高，最小水平主应力64MPa，梯度0.018MPa/m水力压裂加入支撑剂20～6.3m3，砂液比10～30%井口压力75～65MPa排量4～4.4m3/min哈萨克斯坦扎纳若尔油气田石炭系碳酸盐岩储层加砂压裂施工哈萨克斯坦岩性分布上以颗粒灰岩为主，泥晶灰岩次之。埋深：5400-6700m；压力系数：1.08-1.15；地温温度：120～140℃奥陶系岩性频率直方图

5、碳酸盐岩储层油藏地质特征储集空间类型碳酸盐岩储层油藏地质特征基质孔隙度平均为1.29%、渗透率极低，平均为0.3×10-3μm2。纵向上多个缝洞单元，空间上重叠。纵、横向上极强的非均质性。同时区域上无明显的油水界面，只有概念上的油水界面，酸压施工后油气井“意外”出水的井例不乏。储层介质的非均质性强受碳酸盐岩储层岩溶作用以及构造作用的控制，碳酸盐岩储层往往发育有裂缝或溶洞，储层介质的非均质性强，主要表现在储层介质中天然裂缝和溶洞的分布情况非常复杂，至今尚不能很好描述其分布规律。碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析压裂裂缝的起裂延伸复杂，易产生

6、多裂缝扁平多裂缝树枝状多裂缝纵向上多裂缝碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析液体滤失难以估算裂缝性储层介质中固有的天然裂缝和在外力作用下可张开的潜在裂缝的存在，使得在压裂施工中液体的滤失系数呈两特点：一是滤失系数是动态变化的；二是滤失系数比相同条件下的均质介质大得多，通常是数量级的增加。这是此类储层压裂砂堵率高的一重要原因。碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析井口压力对砂浓度敏感，砂堵率高、加砂量难以提高对天然裂缝较为发育的地层进行压裂改造时，压裂裂缝宽度窄，对支撑剂的粒径以及浓度非常敏感。施工砂堵率高，砂浓度、砂量难以提高。碳酸盐岩储层加砂压裂

7、的难点分析压裂设计的针对性不强储层介质中天然裂缝分布的随机性，压裂裂缝起裂、延伸的复杂性及泵注施工中压裂液滤失的不确定性，严重影响着此类储层压裂设计的针对性，压裂设计在现场的因势而变的随机变动性较大。碳酸盐岩储层加砂压裂的难点分析储层加砂压裂选井选层研究储层是储层改造的物质基础；只有充分认识储层才能作出针对性方案设计。由于塔里木盆地井深、地表条件复杂，目前物探技术尚不能精细刻画碳酸盐岩储层缝洞系统的枝枝叶叶，钻井一般只能钻到地震预测的缝洞发育有利区域。储层改造难度很大，因此储层改造必须建立在很好的选井选层基础上。储层加砂压裂选井选层研

8、究1、量化评分确定储层改造可行性总体原则：充分了解井点所处的沉积相带，以物探资料对储层的预测为主，结合录井、岩心、测井等静态资料对储层进行分类，高度重视勘探阶段唯一动态资料--试井资料对储层的评价。对储层地质资料、物探资