胡154 区块混合水压裂效果研究

罗 栋，胡 刚，刘 冰，杨 靖

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

近几年胡尖山油田主力开采层位向长2 以下致密油藏发展，油层物性变差，措施增产难度逐年加大。2013 年措施紧扣油田公司以体积压裂理念为指导的“油井重复压裂年”活动主题，解放思想，优选推广成熟工艺，大胆创新，不断对重复压裂工艺进行深入研究，从对原有裂缝重复改造到扩大缝网系统的体积压裂，工艺技术不断完善，改造效果持续提高。

1 混合水压裂技术特点

混合水压裂实现了对储层的立体改造，能混合水压裂够增大泄油面积，提高储量动用程度，有效提高了储层平面及剖面上储量动用程度。

图1 形成高渗透率泄流体积

图2 混合水压裂平均带长240 m，带宽80 m～130 m，缝高30 m～50 m

混合水压裂后，能够改善渗流状况，建立有效驱替压力系统，促使油井见效渗流状况变好，渗透率、压力恢复速度提高2～3 倍。

渗透率提高，启动压力梯度降低，近井地带压力损失减小，有利于有效驱替压力系统的建立，研究表明，渗透率提高2 倍，油井极限流动半径可增加20 m。

2 实施效果及认识

该区块油井总井数：650 口油井开井数576 口，日产油水平832 t，单井产能1.55 t/d，综合含水47.5 %，采油速度0.47 %，采出程度2.78 %，动液面1 612 m，注水井总井215 口，日注水平：5 251 m3，单井日注：27 m3，月注采比：2.90。通过近几年精细分层注水，地层压力逐步恢复，地层压力15.1 MPa，保持水平97.4%；地层压力分布整体趋于均匀。该区整体水驱均匀，局部存在多方向见水。2014 年水驱控制程度93.9 %；水驱储量动用程度为73.2 %。

2013 年在该区块开展混合水压裂试验，取得了较好的效果。采用“大排量、大液量、低砂比”和“低粘液体”的思路，通过不同液体类型、多段塞注入，达到形成复杂缝网、扩大改造体积的目的。

主要工艺技术：混合水压裂、暂堵转向+混合水体积压裂等。

表1 混合水压裂前后液面恢复测压数据对比表

图3 模拟油测启动压力梯度与气测渗透率关系图

图4 注采井间压力分布示意图

图5 油井极限流动半径与渗透率关系曲线

图6 混合水压裂选井原则

表2 混合水压裂技术思路

压裂液：采用滑溜水+基液+交联液交替注入。

支撑剂：采用70/100 目、40/60 目小粒径石英砂填充支缝、20/40 目石英砂填充主裂缝，通过多段塞组合注入形成复杂裂缝。

施工参数：加砂量35 m3～50 m3，施工排量6.0 m3/min～8.0 m3/min，砂比≥15 %，入地液量300 m3～400 m3。

2.1 实施效果

胡154 区混合水压裂实施15 口，平均加砂42.8 m3，排量6.7 m3/min，砂比17.2 %，入地液量452.4 m3；目前单井平均日增油2.6 t，单井累增油826.9 t，投入产出比1:2.71（常规压裂1:2.42）。

图7 2013 年胡154 区块混合水压裂效果图

图8 胡154 区块混合水压裂实施效果对比图

表3 2013 年混合水体积压裂井实施效果统计表

表3 2013 年混合水体积压裂井实施效果统计表（续表）

图9 胡154 区块混合水压裂与常规压裂井生产曲线

图10 胡154 区块含水上升井甲型水驱曲线

图11 胡154 区块含水上升井含水-采出程度关系曲线

混合水体积压裂主要在胡154 区实施，共实施15口，有效13 口，有效井平均单井日增油3.18 t，是常规措施的4.3 倍，平均单井累增油304.5 t，提单产效果显著。该类井分布胡154 区块大部分开发单元（西北部、东南部除外），中部、北部油层物性相对较好，油层厚度，岩石脆性高，无明显底水，地层压力保持水平较高，地质条件符合混合水压裂工艺选井条件。

2.2 取得的认识

（1）与同区块常规压裂相比，混合水压裂井日增油显著增加，但含水上升约10 %。

（2）胡154 区块人工裂缝复杂，措施控水难度大。该区长期注水开发致使最大主应力方向发生改变，人工裂缝更为复杂，裂缝展布难以预测，见水风险大。

（3）东北部物性差，压力保持水平低，实施效果差。2013 年东北部实施3 口井，1 口水淹，2 口产量低于2.0 t，效果差。

（4） 改造规模与效果相关性强。当入地液在300.0 m3～450.0 m3单井日增油大于2.0 t、累增油大于600 t 的井数比例最大；入地液量大于450 m3含水上升大于15%的油井比例增大，效果差。

（5）油层厚度大于15 m 增油效果好。油层厚度与单井日增油、单井累增油正相关，当油层厚度大于15 m，单井日增油大于2.0 t，累增油大于700 t 的井数明显增加。

（6）缝端暂堵压裂工艺适应性更好。缝端暂堵压裂试验井有效期内平均单井日增油2.56 （t常规混合水压裂2.36 t），目前平均单井日增油1.97 （t常规混合水压裂1.82 t），平均单井累增油979.3 （t常规混合水压裂717.9 t）。

3 总结

通过已实施的混合水压裂井效果及动态监测数据得出以下几点认识：

表4 胡154 区块选井选层标准优化

（1）能量是措施效果的保证，混合水压裂应选取地层能量充足的井，压力保持水平在85 %～120 %，同时措施前必须进行本井测压，不能用邻井压力做参考。

（2）油藏边部井物性差，边底水发育，不能进行混合水压裂。

（3）胡154 区通过多年注水开发，地应力发生改变，下步应加强人工裂缝监测工作，进一步认识人工裂缝方位，指导后期参数优化。

（4）该区整体水驱均匀，压力保持水平高（97.4 %），开发效果较好，应适当控制混合水压裂措施工作量。

（5）该区长期注水开发导致地应力发生改变，混合水压裂缝网复杂，措施后易见注入水。需控制措施规模，该区混合水压裂改造入地液量应控制在450.0 m3以内，排量控制在4.0 m3/min～6.0 m3/min。