工人日报-中工网 记者 彭冰 通讯员 王珊珊
记者从吉林油田获悉，截至6月中旬，该公司试验和推广老油田集团压裂60个区块583口井，平均单井累增油298吨，是常规压裂的1.5倍，最终产出投入比达1.8。
据了解，吉林油田已整体进入“非常规”勘探开发阶段，资源劣质化加剧，新区新领域非常规资源比重加大，致密油气、页岩油成为主要攻关对象，同时，老油田整体进入“双高、双低、双负”开发阶段，传统建产模式无法满足发展需求，效益建产和稳产难度大。多年来，通过技术攻关与集成，吉林油田形成致密油气、老油田常规油、页岩油等多种类型储层酸化、酸压、压裂为一体的储层增产技术体系，有力支撑了高效勘探和效益建产。
建立以“增大改造体积、蓄能提压、渗吸置换”为核心的水平井蓄能式体积压裂配套技术，实现致密油产量和采收率双提高。针对致密油低孔、超低渗、低丰度，常规压裂改造程度低，无法实现有效动用的问题，吉林油田在水平井+体积改造理念指导下，考虑致密油藏实际，多角度拓展压裂技术功能，创新形成蓄能式体积压裂技术，也就是建立集密切割、大排量、干扰转向于一体的成缝造网压裂技术，在一定程度上用压裂手段实现了一、二和三次采油的目的。通过推广应用204口水平井，平均单井日产7.2吨，自喷率100%，自喷周期达500天以上，实现了乾246、让70区块效益开发，新增石油地质储量1亿吨，实现建产能38万吨以上。
攻关形成致密气藏“提高缝控程度、降低储层伤害”压裂配套技术，推动了德惠、英台致密气效益建产和长岭致密气勘探突破。吉林油田致密气藏储层物性差、两向应力差值大，储隔层应力差异小，单纯依靠大排量改造易造成缝高失控、净压力降低，缝网形成难度大，加之纳米级孔喉发育，水锁伤害大，影响压后产能发挥。通过“纵向精细分层、多簇限流射孔、多级暂堵转向、“三段式”先成缝后成网压裂技术，科研人员集成应用增大改造体积提高缝控程度，并配合高防膨和纳米微乳防水锁压裂液体系，降低水敏、水锁伤害，形成了非常规致密气压裂技术系列。近年来，在德惠、英台、苏家、王府、长岭断陷等致密气现场应用80余口井，实现提产20%，降投资11.6%，效益建产能4.45亿立方米，并在长岭断陷沙河子致密气长深40井压后试气获得11.3万立方米产量，实现勘探突破。
建立低渗——特低渗油藏集约化整体压裂建产模式，提升老油田常规油产能建设效果效益。针对老油田资源劣质化和常规压裂效果逐年变差的难题，吉林油田加强重复压裂与开发方式结合，以注采单元为目标，地质工程深度一体化融合，整合“蓄、扰、转、驱、调”多种技术手段，采取集团压裂调整的方式，进一步改善注采关系、发挥井网作用，通过整体设计，整体实施，全藏改造，实现区块增产、稳产或减缓递减。即方案设计前通过剩余油分析、油水井注采现状监测，建立压前储层精细认识方法和手段，明确目标井层油藏需求，做好压前认识培养工作；方案设计中针对油藏需求，优化小层个性化压裂方案，建立“蓄、扰、转、堵、调”的整体压裂技术体系，通过数值模拟和自主研发，配套优化设计方法和材料体系；方案现场实施中开展井下工厂化作业，提高压裂效率和油井间干扰，实现区域体积改造；方案实施后跟踪评价，开展区块井网调整、井别转换，调剖、智能堵水等综合调整，一定程度上起到老油田深度开发调整的目的。
针对老油田不同储层需求，形成了以“近井解堵、深部改造”为目标酸化酸压技术系列。吉林油田各区块油水成分差异大、结垢特征复杂，结垢程度及污染深度不断加大，单一的酸化解堵难以满足深部改造需求，酸化技术必须向“近井解堵、深部改造”的技术系列化发展。近三年，吉林油田酸化解堵及酸压改造应用500口井以上，在有效降低材料成本20%的基础上，较以往提产25%，产出投入比保持在1.2以上，为老油田稳产提供了技术支撑，取得了良好经济效益。
来源：中工网
