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压裂改造技术面临五大挑战

中国页岩气网讯：目前我国在储层改造技术研发与应用上，主要面临五大难题。

一、储层改造对象越来越复杂，储层改造技术需要不断挑战极限。目前国内低渗透致密砂岩储层的超深井压裂已经超过7000米，碳酸盐岩储层的酸压及水力压裂也已经在5000米以上，施工压力达到130MPa，地层温度更高，从180℃提高到200℃，这些因素对压裂设备、井下工具、压裂酸化材料、井口及管柱的耐压、耐温能力等提出了更高的要求。

此外，有效动用储量下限不断降低，储层的渗透率不断下降。“十一五”前，采用应用开发压裂、井网优化技术等技术，渗透率长庆油田的渗透大约在1.0～2.0mD，吉林、大庆油田在5.0～10mD，“十一五”后三年，由于采用了提高增产有效期压裂、提高纵向和平面动用程度的压裂、超前注水等技术的应用，长庆油田的动用下限下降到0.5～1.0mD，吉林和大庆下降到1.0～5.0mD。目前长庆油田通过直井多级压裂、水平井分段压裂技术等技术的应用，动用0.3mD的超低渗透储层，吉林和大庆则在动用1mD以下储层。目前对于小于0.1mD的致密油气以及0.0001md以下的页岩气储层，目前正在探索试验体积改造技术。

二、致密砂岩油气藏具有显著的多薄层特点，需要进一步提高纵向剖面的动用程度。自2010年后，中国致密气标准形成，储层改造技术的研究思路及改造模式需要从低渗走向致密，这对如何实施细分小层压裂提出了新的挑战。

按照新评价标准，如果对纵向可动用小层均能实现有效改造，则将进一步提高单井产量，增加可采储量。例如苏里格致密气藏，通过对37口井的重新解释，共新增气层45层共计156.2米，解放了大批致密气层。目前我国滑套封隔器能够实现7层分层，双封单卡工具可以干到8层，连续油管水力喷射分层压裂技术目前我国还处于试验应用阶段，未能成为主流技术，多分支井及多分支水平井分段压裂也才刚起步。而国外致密气应用最为广泛的滑溜水压裂技术，在中国的致密气基本上未能有效开展。

三、借鉴北美经验，建立我国致密油的有效开发模式还需时日。北美致密油储层基本上以衰竭式开采为主，而中国的低渗透油田一直使用注水开发的模式。开发模式的不同，对储层改造技术提出了不同的要求。目前借鉴北美体积压裂技术思路，在长庆、吉林、新疆、大庆等油田试验应用，见到显著效果。水平井分段压裂中实现2～4簇的分簇射孔，分压10段以上，最大液量超过15000立方米，支撑剂量超过1200立方米。但在是否需要采用注水开发，如果注水如何避免早期水淹，什么样的“水平井+直井”联合井网模式最佳等，还需要进一步探索实践。同时，针对特殊储层，可以考虑探索实践衰竭式弹性开发、小于0.01mD的北美开发模式、甚至页岩气体积改造理念。

四、注水开发油田剩余油的分布以及有效动用，有效的储层改造技术是关键。如何对油藏开发后期的剩余油（死油区）进行定位并精细描述，确认剩余油的分布状态，什么样的重复或转向压裂技术能够让裂缝尽可能转向死油区，有效提高驱扫效率，以及在开发后期与中高含水期，如何有效实现稳油控水压裂是关键。

五、体积改造压裂理论如何从经典走向现代，是压裂改造技术基础研究的最大挑战。在构建体积改造技术体系的同时，如何利用中国石油的大型物理模拟实验模型，开展不同岩性的裂缝起裂与扩展的机理研究，探索复杂缝网形成的途径和条件，建立相应的理论判据，如何引入分形理论表征复杂裂缝扩展，以及复杂的剪切、滑移等裂缝起裂行为等是未来基础研究的重点方向。

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