油井多裂縫壓裂技術在靖安油田大路溝二區的應用研究

丁金崗 趙元壽 馮 帥

（長慶油田采油四廠，陜西 靖邊 718500）

大路溝二區于2002年開始大規模開發，該區塊因儲層物性差、措施工藝針對性不強等因素，措施增產效果不明顯。隨著開發程度的不斷深入，選井難度逐年加大，措施有效率也呈現下降趨勢。本文針對該區域的低層特征，結合歷年措施實踐，提出了多裂縫重復壓裂的技術思路。

1 油井低產低效原因分析

1.1 大路溝二區油井低產原因

1、儲層物性差，改造難度大。大路溝二區儲層主要為一套中～細粒長石砂巖，巖性致密，主力含油層為長61，平均巖芯滲透率0.81×10-3μm2，平均孔隙度 12.46%，平均含水飽和度53.0%。

2、低產井產能低，治理難度大。低產井主要分布在油藏邊部，均為高含水，治理難度大。

3、側向油井見效程度低。大路溝二區目前主向壓力14.89MPa，保持水平128.5%，側向壓力11.38MPa，保持水平99%，目前全區油井見效程度59.5%，側向油井見效程度54.7%，見效程度低。

1.2 大路溝二區重復壓裂改造難點

結合歷年重復壓裂效果分析，大路溝二區重復壓裂效果差主要有以下原因：

1.2.1 儲層物性差，基質滲透率低，滲流阻力大

大路溝二區長6層由于其特定的滲流特征，無論如何優化裂縫系統或采用何種清潔壓裂液體系，都無法解決儲層基質向裂縫壁面滲流能力差的技術難題。因此，在目前開采井網條件下，相對固定的裂縫長度無法大幅度提高增產效果。

1.2.2 儲層厚度大，縱向上非均質性強

根據前面油井低產低效原因分析，大路溝二區儲層縱向上非均質性強，投產壓裂采用常規壓裂改造，造成部分井縱向上改造程度低，影響了油井產量。

（表 1）

1.2.3 受儲層本身地質特征和目前壓裂工藝所限，側向油井長期注水不見效

大路溝二區采用菱形反九點（520×140）和矩形（520×140、520×120）兩種井網布井，投產壓裂采用常規加砂壓裂后裂縫沿著內東70°左右延伸，因此側向油井長期不見效，造成油井低產。

1.3 多裂縫壓裂工藝技術增產改造思路

從大路溝二區儲層分析，該區塊微裂縫發育，天然裂縫以微小直立縫為主，適合實施多裂縫壓裂工藝技術。

1.3.1 實現天然微裂縫的開啟，降低滲流阻力，提高儲層基質向裂縫壁面的供油能力；

1.3.2 提高儲層縱向上的改造程度；

1.3.3 造多縫而不是造長縫，擴大泄流面積，實現裂縫側向井注水見效

2 多裂縫壓裂工藝研究

2.1 縫內升壓技術

多裂縫壓裂技術采用砂比由低到高多次反復調整和高砂比段加入少量大粒徑固體顆粒，通過在裂縫內部的橋堵作用和較高砂濃度攜砂液中支撐劑的沉積，在裂縫通道內形成局部堵塞，使縫內壓力升高并在較短時間（3-10min）內保持較高壓力，造成壓力波動，實現多裂縫壓裂的技術。

對于側向油井，由于注水沒有見效，在實現微裂縫開啟過程中，通過優化暫堵劑的加入時機和暫堵劑的加入量，迫使微裂縫開啟，并延伸一定長度，可以解決油井注水見效難的問題。

根據儲層的特征，暫堵劑需滿足以下條件：

2.1.1 暫堵劑能在一定溫度下軟化，一定壓力下易變形。即能與老裂縫中的殘留固相、壓裂液中的支撐劑一起形成理想封堵。

2.12 要求暫堵劑有良好的粘彈性，可溶于原油或地層水，殘余在縫中的暫堵劑易返排，保證泄油通道暢通。

2.2 多裂縫壓裂系統優化

多裂縫壓裂工藝主要通過增加泄油面積和降低滲流阻力來實現油井增產的目的，因此在壓裂過程中就必須使裂縫溝通儲層中原有的微裂縫，通過工藝措施，形成多條支裂縫，實現微裂縫最大程度的開啟。為了實現增加壓后產能的目標，需要研究優化壓裂施工工藝參數。

3 多裂縫壓裂試驗及效果分析

2010-2011 年大路溝二區進行14口井多裂縫壓裂試驗，其中中部穩產區實施12口，南部低產區、東北部各試驗1口。當年年底油井全部投產，平均有效期內平均日增油分別為 0.8t、1.0t和 0.7t。

通過（表1）可以看出，多裂縫壓裂工藝在大路溝二區取得了較好的措施效果。有效地促進了該區油井的穩產、增產。

結語

大路溝二區儲層總體為無鹽敏、無速敏-弱速敏、弱-中堿敏，水敏和酸敏不同區域存在差異。南部區域滲透率均極低，敏感性實驗結果為強酸敏，不宜采取酸化增產措施；

儲層物性差、微裂縫發育、非均質性強、油井注水見效程度低等是目前儲層改造的難度，通過微裂縫開啟壓力研究、升壓控制技術研究和多裂縫系統優化，形成了大路溝二區多裂縫壓裂的工藝技術；

試驗表明，在具有分層條件的前提下，采用多裂縫壓裂工藝和分層壓裂方式結合的重復壓裂改造措施，效果較好。同時，改造層位地層能量充足與否是提高重復壓裂效果的前提。

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