松遼盆地八面臺油田老區裂縫性油藏體積壓裂技術研究

于雪盟

（中石油吉林油田分公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

1 八面臺油田儲層特征

八面臺油田儲層構造是位于松遼盆地南部中央凹陷區龍虎泡-大安階地上的一個局部構造，東臨古龍凹陷，西與西部斜坡區相連，是松遼盆地南部較為有利的油氣聚集區，區域內地層發育齊全，構造、斷裂比較發育。套改后八面臺累計探明含油面積93.1km2，探明石油地質儲量3370×104t，其中青一1590.94×104t，泉四745.12×104t。目前累計動用含油面積51.4km2，動用石油地質儲量2177×104t。其中青一段含油面積30.6 km2，地質儲量750.41×104t；泉四段含油面積16.3 km2，地質儲量254.17×104t。

八面臺區塊主要開采層位為高臺子油層和扶余油層，平均孔隙度13.1%，平均滲透率27×10-3μ m2，原始含油飽和度60%，地下原油黏度5.9mPa.s，原始地層壓力18.86Mpa，原始油氣比55.1%。

2 八面臺油田開發矛盾及解決對策

2.1 八面臺油田開采現狀

八面臺區塊2000年6月開始投入開發，2002年7月投入注水開發。目前開采現狀見表1。

2.2 區塊開發過程中存在的問題

（1）產量遞減幅度大，單井產液量和產油量均大幅度下降，且每年新井的初期產量也大體呈現下滑趨勢。

（2）單井產能低，青一、泉四層段的井單井產能低、采油速度低、采出程度低。

（3）注采關系建立水平低，目前區塊水井105口，控制油井186口，出現注采見效的井組僅為7個，僅占總井組數的6.7%。出現這種狀況，其主要原因就是油層導流能力比較差，難以形成有效的驅替體系。

（4）地層壓力低，青一、泉四原始地層壓力為18.89Mpa，目前地層壓力僅為9.8 Mpa，普通壓裂增產難度大。

2.3 裂縫性油藏體積壓裂適應性分析

眾所周知，常規壓裂所形成的是單一裂縫，究其原因是壓裂施工所形成的“凈壓力”小于巖石水平主應力差加上巖石抗張強度。那么，如何達到轉向“凈壓力”，成為制約體積壓裂成功的主要因素。為此，研究了施工參數與凈壓力關系，根據公式：

表1 八面臺區塊總體開發現狀統計表

表2 八面臺油田兩口試驗井壓裂設計參數表

式中：P—裂縫凈壓力；E—巖石的彈性模量； μa—流體黏度；Q—泵注排量；L—裂縫長度；hf—裂縫高度。

結合八面臺老區裂縫性油藏特點，前期優選兩口典型井進行體積壓裂設計參數優化，優化施工參數見表2。

3 礦場應用情況及效果分析

兩口先導性試驗井施工參數分別為：FD24-14井施工排量7 m3/min，施工總用液量1182 m3，支撐劑量36 m3，施工壓力64 MPa；FD26-14井施工排量5 m3/min，施工總用液量1055 m3，支撐劑量40m3，施工壓力56 MPa。

FD24-14井、FD26-14井均為老井改造，壓裂所形成的裂縫網絡受主應力方向影響，均為東西向，結合裂縫監測可知，隨著排量的不斷加大，裂縫波及帶寬隨之增大，由此可以得出結論：體積壓裂能夠大大增加該類油藏儲層改造體積。

FD24-14井、FD26-14兩口井出產較高，穩產能力相對較高，地層壓力明顯高于常規壓裂井，FD24-14井目前累產液量為1879方，壓裂注入液體1182方；FD26-14井目前累產液量為2013方，壓裂注入液體1055方。兩口井目前產液能力高，說明針對該類油藏應用體積壓裂方式能夠改善注采關系，補充地層能量，具有非常好的應用效果。

4 結論與認識

（1）體積壓裂能夠有效改善老區油水井注采關系，補充地層能量。

（2）認清凈壓力與排量關系是實現體積壓裂技術的關鍵。

（3）針對八面臺油田老區裂縫性油藏，必須有效利用天然裂縫，實現人造裂縫復雜化，增大改造體積。