施工井是重點先導試驗項目，系首次超大型致密油水平井密切割壓裂施工，施工排量8.0-9.0方/分鐘，累計入地液量12931方，加沙量1004方，整個過程平穩順暢，各項數據全部達標。

針對厚度大、微裂縫發育、低產低能的低孔特低滲致密砂巖儲層，在技術人員的努力下，提出了原縫重復壓裂與加密新縫相結合、壓裂改造與補充能量相結合、混合壓裂液與解堵驅油劑相結合的“三結合”新思路，引入的滲吸、壓裂、補能的“增強型HI30清潔壓裂滲吸一體化體系”很好的適應了地層壓裂改造和現場施工工藝要求，取得了圓滿成功。

“增強型HI30清潔壓裂滲吸一體化體系” 相比常規瓜膠壓裂液可以更好的促進裂縫延伸，前期造縫能力強；膠液其耐溫性更廣泛，抗剪切能力更突出，壓裂有效降阻率達到70%以上；破膠后無水不溶物，更利于壓裂液返排，不會造成吼道堵塞。

滲析滑溜水+低粘滑溜水+高粘聚合物膠液壓裂體系非常適合于低孔特低滲儲層體積壓裂改造。在致密砂巖儲層（厚度大、存在微裂縫、低產低能）壓裂改造當中，能夠有效降低壓裂液對儲層及裂縫導流能力造成的傷害，制造出復雜縫網結構，從而獲得更大的儲層改造體積，提高壓裂改造效果。

該井密切割壓裂試驗的順利實施，對鄂爾多斯盆地進一步評價大規模壓裂改造下的單井產能、配套工程工藝和經濟效益提供了寶貴經驗，為后續有效動用該類油藏提供了技術支撐，也為致密油和其它同類油藏高效開發指明了方向。

一、概況

1、區域概況

施工井工區內天然裂縫發育，是成藏主控因素。勘探面積3013平方公里，主要含油層系為延長組長8油層，巖性以巖屑長石砂巖為主，厚度10-15米，有效厚度7.5米，動用面積25平方公里，動用儲量1179萬噸。

區塊油藏平均埋深1327米，孔隙度8.4%，滲透率0.34mD,地層溫度39.0-55.3^OC,壓力系數0.86，地層溫度39.0-55.3^OC,原油密度0.8904g/³cm，黏度46.4mPa.s，屬特低孔、特低滲、常溫、常壓普通稀油油藏，

2、井組概況

施工井區含油面積16.2平方公里，地質儲量432萬噸，可采儲量16萬噸，標定采出程度3.67%。儲層孔隙度8.2%，滲透率0.37mD,厚度4.3-15.6米，有效厚度7.7米，含油飽和度47.5%，屬特低孔、特低滲油藏。

油藏開發均以水平井壓裂主，初期平單井日產油6.0噸，半年后降至1.0噸以下，存在高產期和穩產期短，自然遞減快的問題。截至目前，采出程度不足4.0%，有效開發方式一直是困擾油田穩產、增產的主要問題之一。

3、開發特征

開發井網排狀分布，井距500-700米，水平段500-1100米，平均840米，單井控制儲量20萬噸，巖心分析和測井解釋油藏儲層具有基質+裂縫雙介質特征。

分析各井生產情況，總結區塊開發特征如下：

一是高產井主要集中在裂縫+優質砂巖疊加位置，裂隙發育程度是油藏高產的主控因素。

二是產量整體表現為基質儲層物性差、含油飽和度低、產量低、含水高；裂隙儲層表現為物性好、含油飽和度高、產量高，含水低。

三是對于裂隙發育區，壓裂施工規模越大、砂比越高產量越高；對于基質區，可通過大規模壓裂改造溝通遠端天然裂縫實現高產。

四是油藏開發普遍存在穩產期短，自然遞減大，無有效能量補充等問題，亦是制約油田高產、穩產和有效動用的主要因素。

二、方案設計

1、油井基本情況

構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，地面海拔1215.6米，設計井深2304.5米，完鉆井深2303.0米，垂深1386.7米。

本井水平段總長度為800米（1503米-2303米），油氣顯示800米，其中油斑10層，累計視厚239米；油跡17層，累計視厚478米；熒光7層，累計視厚83米。

壓力系數0.85，溫度梯度2.69℃/100m，層地層壓力為11.5兆帕，地層溫度51.6℃，屬常溫、低壓系統。

目的層長8₁¹上覆地層為大段泥巖，與下伏地層長8₁²之間發育10米左右泥巖隔層，遮擋效果較好。

2、初次壓裂情況

施工區域局部發育斷裂，施工井在鉆井過程中井漏、溢流較為嚴重，槽面顯示段較多，表明斷裂區含油性較好，同時結合鄰井投產生產情況，該井于2014年6月28～2014年7月2實施壓裂，采用連續油管帶底封拖動，水力噴砂射孔環空加砂多級分段壓裂工藝，共壓裂8段，壓裂套管施工排量3.0方/分鐘，壓裂油管施工排量0.2方/分鐘，平均破壓24.8兆帕，總入地液量1380.2方，總加砂量201方。

該井于2017年7月3日正式投產，截止2020年1月7日已累計生產1055天，累產液8864.9方，累產油3665.1噸，綜合含水55.1%；壓前日產液3.6噸、日產油1.6噸、含水54.1%，動液面1021米，泵深1104.3米，氯根30310mg/L。

3、本次壓裂設計

對該井長8₁¹原生產層開展水平井密切割壓裂，進一步評價大規模壓裂改造下的單井產能、配套工程工藝和提高經濟效益，為后續有效動用該類油藏提供技術支撐。

（1）技術路線

為進一步提高剩余油采出程度，決定針對該井首次改造不充分及未改造的段簇，開展密切割重復壓裂試驗，具體壓裂改造技術思路如下：

1）根據錄井、測井資料，長8₁¹油層巖性為灰色細砂巖，砂體厚度10-12米，測井解釋孔隙度9-11%，滲透率0.3-0.6mD，含油飽和度31-64%，測井解釋為油層、差油層。目的層長8₁¹上覆地層為大段泥巖，與下伏地層長8₁²之間發育10米左右泥巖隔層，遮擋效果較好。

2）根據該井長8₁¹砂體厚度及其垂向上、下砂體及遮擋層分布情況，結合該井長8₁¹油層物性參數、鄰井距離及地質要求，以增加側向剩余油動用為目的，充分考慮老縫延伸與新縫擴展相適配，優化采用“低粘液體造縫、縫口多級暫堵、高粘液連續加砂”的混合體積壓裂設計思路。

3）基于不同的儲層類型，采用差異化壓裂施工參數，實現非均質儲層單井單段精細化改造，提高整體儲層改造效率。

4）該井采用二級井身結構，5¹/₂″套管固井完井，針對該井完井方式并綜合考慮地質要求、不同重復壓裂工藝的工具可靠性、施工效率、風險性及經濟性，重復壓裂采用套內封隔器分段壓裂工藝。

5）壓裂過程中在每段加入不同示蹤劑，分析各段產出情況和井間連通關系。

6）壓裂施工完成后燜井，實現油水滲吸置換，提高壓裂液效率和效果。

（2）壓裂液體系選擇

依據本區直井DST測試資料，目的層地層溫度51.6℃。為實現技術路線要求和滿足加砂需要，選擇使用“增強型HI30清潔壓裂滲吸一體化體系”，液體材料提供及現場技術服務由華成石油全程負責。

滲吸滑溜水：0.08% HJ-1降阻劑+0.25%增強型HI30滲吸劑+0.2%粘土穩定劑

滑溜水：0.08% HJ-1降阻劑+0.03%破乳助排劑+0.2%粘土穩定劑

高粘液：0.25%HJS-1增稠劑+0.03%破乳助排劑+0.2%粘土穩定劑+0.3% HJS-2交聯劑

破膠劑：過硫酸銨，0.03%（質量比）

（3）材料用量與儲備

1）壓裂液準備

施工壓裂液總用量11427.6方（其中滲吸滑溜水3560方，滑溜水2837.6方，高粘液5030方），現場準備12096方；交聯劑按交聯比例準備。

2）支撐劑準備

現場使用40/70目石英砂45.4方，準備46方；

現場使用20/40目石英砂957.6方，準備958方。

3）暫堵劑準備

設計暫堵劑用量1.86噸，準備3.91噸。

三、施工簡況

該井于2020年5月8日-15日按方案設計分6段進行了壓裂施工，過程平穩有序，達到了設計預期，目前悶井待放噴。

• 施工壓力：最低1.0兆帕，出現在第二段，最高72.5兆帕，出現在第一段。
• 破裂壓力：全井段平均破裂壓力為25兆帕，其中最高破裂壓力42.1兆帕，出現在第二段，最低破裂壓力25.1兆帕，出現在第四段。
• 停泵壓力：全井段平均停泵壓力1兆帕，其中最低停泵壓力9.2兆帕，出現在第一段，最高停泵壓力13.1兆帕，出現在第五段。
• 加砂量：該井設計加砂量0方，實際入地砂量1004.3方，平均單段加砂量167方，平均砂比18.8%，最高砂比30.0%。
• 用液量：該井設計總液量11428方，實際入地總液量12931方，平均單段入地液量2155方，總量相比設計多1503方。