近日,从大墩区块传来喜讯，大2—3井实施压裂措施投产后，稳定日产油4.16吨，标志着工程技术研究院针对性研发的低粘度清洁压裂液体系及控缝高技术成功解决了底水油藏不能压裂增产的开发“瓶颈”难题。
吐哈油田雁木西及大墩等区块普遍为边底水油层，且多属中高孔、中低渗疏松砂岩油藏。由于油层紧邻水层，又无明显的遮挡层，压裂极易压窜水层造成油井暴性水淹，令甲方长期以来对许多低产井和出砂油井“望井兴叹”。为攻克这一“瓶颈”技术难题，工程技术研究院酸化压裂所组织技术力量，于去年10月份立项进行压裂控制缝高技术研究。通过对各种控制缝高压裂技术的对比分析，详细论证压裂液粘度、前置液量、施工排量等直接影响裂缝高度及裂缝导流能力的技术参数，优化形成了“四低一高”即“低排量、低前置液、低粘度、低砂量和高砂比”的控制缝高压裂工艺技术。与常规压裂控制缝高工艺相比，该技术选用具有良好油层保护功效的清洁压裂液体系，避免了添加转向剂控缝对油层造成的伤害。
大2—3井是大墩区块的一口开发井，今年3月13日完井，由于渗透率低、物性差，决定进行压裂投产。该井油层厚度12.5米，距油层段下部5米为厚水层，压裂施工难点在于油层下部紧邻水层，一旦裂缝高度控制不好，就会造成油井高含水和后期堵水困难。接到施工设计任务后，酸压所详细论证，反复优化施工参数及规模，压裂方案设计上采用油层顶部射孔7.5米和底部避射，清洁压裂液粘度控制在50至100毫帕·秒，3月29日压裂施工顺利完成。从压前、压后井温测试分析，裂缝向上延伸8米，向下延伸不到两米，裂缝高度得到严格控制，没有压窜水层。该井压后日产液6.5吨，日产油4.1吨，含水30%。
据科研人员介绍，低粘度控缝高压裂技术在大2—3井的成功应用，结束了吐哈不能对底水油藏进行压裂改造的历史，应用前景广泛。
