我国致密油与国外致密油相比,有几点不同之处:(1)我国致密油以陆相沉积为主,分布范围有限,而北美致密油以海相沉积为主,分布稳定,面积大;(2)我国致密油储集层物性较差,孔隙度和渗透率总体小于北美致密油储集层;(3)我国致密油油质相对较重,而北美致密油多为凝析油,油质较轻。显然,我国的致密油也具有连续稳定分布的特点,且纵向上小层相对单一,那么我国致密油开发的主体技术是否也要采用长水平井段结合多段压裂技术呢?
国内从2006年开始采用水平井分段压裂开发低渗透油田,早期由于钻完井和分段压裂技术不成熟,水平井段长度短,平均在300~500m;分压段数小于5段,甚至采用限流法笼统压裂。经过“十一五”的持续攻关,到2010年底,水平井段长度提高到700~800m,一些试验井超过了1000m,并形成了水平井双封单卡分段压裂、水平井不动管柱滑套多段压裂和水平井水力喷砂分段压裂三套主体分段压裂技术,现场应用超过400口井以上,增产倍数是直井的3倍以上,分段压裂能力也提高到10段左右。水平井分段压裂在低渗透油田应用取得了显著效果。
根据对我国几个典型的致密油区开发的经验统计,水平井压后产量与水平井段长度和分压段数正相关,即水平井段越长压后效果越好,分压段数越多压后效果越好。
2011年,国内在致密油储层开展了长水平井结合多段压裂现场试验,YP1和YP2两口水平井压后试油产量均超过100m3,增产效果显著。因此,可以肯定,长水平井段结合多段压裂也同样将成为国内致密油开发的关键技术。
面对国外致密油开发的技术革命浪潮,结合我国的实践,可以认为:长水平井段结合多段压裂是国外致密油开发的关键技术,平均水平井段长度超过3000m,分压段数超过30段;桥塞射孔和滑套分压是最常用的两种分压方式。
转向技术是提高致密油开发效果的关键配套技术,其中分簇射孔和缝内封堵是两种主要的转向手段,簇长度和簇间距的优化应综合考虑改造程度的提高和应力干扰效应。
国内致密油开采处于起步阶段,通过对比国内外致密油储层特点,结合水平井在国内低渗/特低渗/超低渗储层的应用,可知长水平井段结合多段压裂技术也必将成为国内致密油开发的主体技术