胜利油田直井长缝压裂应用效果研究

张军峰

（中国石化胜利油田分公司 采油工艺研究院，山东 东营257000）

进入十二五以来，胜利油田低渗透区块的开发大幅提速，暴露出常规压裂增产效果差、稳产时间短、钻井数量多等问题，导致经济效益不高。针对这些问题，提出直井长缝大规模压裂开发整体区块的技术思路，采用大井距、小排距的井网部署，减少钻井数量、提高单井压裂增产效果和控制储量［1-2］，达到增产和改善经济效益的目的。

2010-2011年胜利油田在多个（特）低渗透区块试验直井长缝大型压裂开发，按照加砂规模超过70 m3或油层加砂强度超过5m3／m的设计施工计算，2011年已实行的直井长缝大型压裂井60多口。笔者以整体区块为单位，选择几个有代表性的开发单元进行对比，分析直井长缝压裂工艺的适用性。

1 各区块特点及压裂效果对比

1.1 滨660块

1.1.1 区块基本情况

滨660块设计沙四段为直井长缝开发。该区块属于滨南沙四滩坝沙储层，测井解释渗透率（5～15）×10-3μm2，为低渗-特低渗储层，从油层应力剖面看出，滨660块沙四段油藏呈多层发育，层间地层应力差异较大，隔层应力较高，压裂易产生多裂缝。油层与隔层应力差为2～5MPa，大型压裂裂缝形态复杂。

1.1.2 压裂工艺

针对该块应力特点，采用直井长缝结合定向射孔工艺，有效降低裂缝起裂的复杂程度，并配合暂堵剂＋组合陶粒降低滤失，提高压裂液的使用效率。

1.1.3 压裂效果统计与对比

滨660块沙四层直井长缝日均产液14.5t，日产油量为10.5t；常规压裂日均产液13.3t，日产油量为3.92t；直井长缝压裂日均产油量为常规压裂日均产油量的2.68倍。

从区块整体压裂统计分析：滨660块大型压裂单井压后日产量较常规压裂有明显提高；典型单井对比表明大型压裂增油效果显著，但由于采油速度较快，地层能量下降较快，表现为递减趋势较为明显，应加强能量补充措施。

1.2 高892块

1.2.1 区块基本情况

高892块油藏为滩坝沙多薄层储层，测井解释渗透率（0.6～4）×10-3μm2，为特低渗储层。高892块沙四段油藏呈多层发育，与滨660块相比，油层纵向分布更散、层间应力差异更大；储层均衡改造难度更大。

1.2.2 压裂工艺

针对该区块应力特点，采用大排量施工，配合暂堵剂＋组合陶粒降低滤失，提高压裂液的使用效率。

1.2.3 压后效果对比分析

高892块直井长缝日均产液量为7.4t，日均产油量为5.3t；常规压裂日均产液量为4.4t，日均产油量为3.57t；直井长缝压裂日均产油量为常规压裂日均产油量的1.5倍。

从区块整体压裂统计分析：高892块2010年常规压裂2井次，效果很差；2011年采用直井长缝大型压裂，压后取得较好的效果；压后单井日产量较常规压裂有明显提高；典型单井对比表明大型压裂增油效果显著，但由于采油速度较快，地层能量下降较快，表现为递减趋势较为明显，应加强能量补充措施。

1.3 车142-6块

1.3.1 区块基本情况

车142-6块位于东风港油田，主力砂层组为2砂组，该区块砂体层多层薄，整体上连通性较差，油层多侧向变干乃至尖灭，试采过程发现具有自然产能低，压裂后增油效果明显，初期产能递减较快的特点。该块油藏为多薄层储层，测井解释渗透率（5～20）×10-3μm2，为低渗-特低渗储层。

1.3.2 压裂工艺

车142-6块沙四段油藏呈多层发育，区块不同位置的井沙四段油藏纵向上分布不均匀，车142-斜23纵向油层相对集中，采用直井长缝笼统压裂可改造各段油层；与车142-斜30类似的油层纵向上跨度大，油层之间的隔层较好且厚，采用机械分层结合大型压裂改造油层更有针对性。因此车142-6块主要采用这两种大型压裂手段，均取得较好的效果。

1.3.3 压后效果对比分析

车142-6块直井长缝日均产液量为4.9t，日均产油量为3.3t；常规压裂日均产液量为3.5t，日均产油量为2.2t；直井长缝压裂日均产油量为常规压裂日均产油量的1.5倍。

从区块整体压裂统计分析：车142-6块大型压裂单井压后日产量较常规压裂有明显提高；典型单井对比表明大型压裂增油效果显著，但由于地层能量不足，产量递减快，应及时加强能量补充措施。

1.4 樊142块沙三下

1.4.1 区块基本情况

樊142块孔隙度12%～23%，平均17.1%；测井解释渗透率（8～45）×10-3μm2。主要储集空间为直径7～31μm的微孔隙，最大孔喉半径0.77 μm，平均孔喉半径0.228μm，与前面分析的几个区块相比具有较好的油藏条件。该块可能存在天然裂缝，增加了基质渗流通道，实际渗透率应大于1.5×10-3μm2，有利于该块高效开发。樊142块沙三下为浊积岩储层，储层水平扩展稳定性较好，有多层发育，但多层纵向相对集中；油藏应力分析可知，油藏上下遮挡层应力值较高，油层纵向分布集中，适合开展直井长缝压裂。

1.4.2 压裂工艺

该块由BJ公司压裂投产，采用大排量施工、大规模加砂（80～100m3），加砂规模较大，未采用暂堵剂及小陶粒降滤失措施。

1.4.3 压后效果对比分析

樊142块直井长缝日均产液量为13.1t，日均产油量为11.16t；常规压裂日均产液量为7.4t，日均产油量为6.6t；直井长缝压裂日均产油量为常规压裂日均产油量的1.7倍。

由于该块原始地层能量高，常规压裂投产日期较早，大规模压裂投产时地层能量下降较多，因此大型压裂压后7d内初产产油量较常规压裂低，但生产周期内平均产量较常规压裂的平均产量高。因投产时间相近，油层厚度相近的樊142-317（加砂35.6 m3）与樊142-321（加砂91.1m3）相比，樊142-321具有更高的初产和更长的稳产期。

1.5 义7-6块

1.5.1 区块基本情况

义7-6块主力含油层系为下第三系沙河街组沙三段9砂组。油藏平均埋深3 500m。砂层组厚度一般20～40m，砂体呈东南-西北向条带状展布，横向宽度在4km左右，为单一水道。义7-6块位于水道的边部。该区块油井渗透率差异较大，中心部储层条件较好的油井测井渗透率可达35×10-3μm2，边部的渗透率为（3～15）×10-3μm2，属中孔、（特）低渗储层。义7-6块沙三下储层类型类似樊142块，渗透率较樊142块低，井距较樊142块大，注水见效慢，因此根据储层特性优化井网、井距，并与压裂规模的合理匹配是直井长缝开发的关键。

1.5.2 压裂工艺

采用变排量施工，降低裂缝起裂的复杂程度，减少注水水窜的几率；采用多段塞随缝暂堵，降低裂缝延伸过程中的天然裂缝滤失。

1.5.3 压后效果对比分析

义7-6块直井长缝日均产液量为30.3t，日均产油量为18.8t；常规压裂日均产油量为12.9t；直井长缝压裂日均产油量为常规压裂日均产油量的1.92倍。

从前期统计来看，胜利油田2011年在滩坝沙、浊积岩等多种类型区块试验直井长缝大规模压裂开发，通过效果对比分析，直井长缝在多个区块均取得较好的增产效果。

2 结 论

（1）对于高892块、滨660块、车142-6、义7-6块、樊142块，渗透率越低，直井长缝压裂改造效果与常规压裂的改造效果对比越明显。体现了渗透率越低、要求压裂支撑缝越长的基本规律。高892块2010年常规压裂2井次，效果很差，难以有效动用；2011年采用直井长缝大型压裂，压后取得较好的效果。

（2）连通性较差的滩坝沙储层直井长缝压裂改造效果更明显，也是由于直井长缝工艺能够沟通更广的范围，提高泄油面积的几率更大。

（3）樊142块、义7-6块等上下遮挡层应力值较高，并且油层发育相对集中的油藏适合开展直井长缝压裂工艺；纵向应力复杂的油藏开展直井长缝工艺过程中需要进行相应的配套工艺选择，如滨660块的定向射孔、车142块的分层压裂工艺等。

［1］汪玉梅，张有才，苏红梅，等.大庆油田薄差储层细分压裂改造［J］.油气井测试，2006（2）：53-54.

［2］王俊.大规模压裂技术在低渗透薄互层油田开发中的应用［J］.内蒙古石油化工，2008（10）：334-335.