姬塬油田高强度压裂改造工艺技术研究

闫怀荣，蒲三龙，魏江伟，张 倩，李曼平

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

姬塬油田高强度压裂改造工艺技术研究

闫怀荣，蒲三龙，魏江伟，张 倩，李曼平

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

随着油田开发时间的延长，油井产量下降，低产成为制约姬塬油田提高整体产量的最主要因素。目前在三叠系主力油藏中，长2层和长4+5层重复措施井逐年增多，措施效果变差，长6层和长8层油藏埋藏深、物性差，有效驱替系统难以建立，低产低效井多，常规措施效果不明显。本文通过对姬塬油田储层物性、地层能量、油水井间连通性及历年措施改造效果进行研究，充分利用部分油藏天然微裂缝发育的特性，采用“大砂量+大排量+高砂比”的压裂改造思路，最终形成了以增大裂缝穿透比、扩大油层泄油面积、改善油藏开发效果为目的的高强度压裂改造技术。2016年该技术现场应用65口井，取得了较好的增产效果。

姬塬油田；低产低效；重复改造；高强度压裂

1 姬塬油田三叠系油藏开发特征分析

1.1 储层地质特征

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地北部，地处陕西省定边县与宁夏回族自治区盐池县境内。勘探面积1 802.1 km，截止2015年底，姬塬油田已探明储量35 072×104t，主要集中在三叠系长8、长4+5层。油藏类型属低渗透油藏，区块微裂缝发育[1，2]。

姬塬长8油藏主要有罗1、黄3、黄57和黄117区块四个规模开发区块，储层埋藏深度2 564 m，平均有效厚度9.4 m，孔隙度10.2%，渗透率为0.44 mD。罗1区长8油层压力为17.5 MPa，饱和压力为10.48 MPa。统计姬塬油田长8储层原始含油饱和度为30%～70%，平均为52.4%。孔隙类型以粒间孔为主，属于低孔、特低渗储层。

姬塬地区长4+5储层孔隙组合类型以粒间孔、粒间孔-溶孔为主，储层的粒间孔发育，占所有孔隙的58.1%。长4+5层孔隙度平均11.42%；渗透率平均1.44×10-3μm2，属特低渗储层。在该区以高角度裂缝及层间微裂缝为主。

1.2 开发现状及存在的问题

1.2.1 长8、长6油藏 低产低效井现状:截止2015年底本厂共有低产低效井1 527口，主要集中在长8、长6油藏，其中长8油藏600口，长6油藏387口，占到了低产井的64.6%，统计结果（见图1）。

图1 采油五厂2015年油藏低产低效井柱状图

低产原因分析:由于储层物性差（占比38.7%）、注采井组间无法建立有效的驱替系统，是造成油井低产低效的主要原因。其中因骨架井、非主力层井网不完善及油藏边部物性差等因素造成低产井所占比例高，治理难度大，而常规措施增产效果不明显，措施效益差。

1.2.2 长4+5、长2油藏 长4+5油藏措施频次逐年增多（耿117区块2014-2016年已实施油井措施97口/133井次（区块正常生产井117口）），措施有效期逐年变短，产能恢复率逐次降低，近三年平均产能恢复率为65.2%，2015年仅为60.3%，常规措施效果逐年变差，统计结果（见图2）。

图2 长4+5油藏历年解堵效果柱状图

分析认为长2油藏地层堵塞问题仍然突出，油井堵塞井次呈逐年增多的趋势，堵塞周期变短，解堵效果逐渐变差，重复解堵措施效果统计（见表1）。

表1 长2油藏解堵措施效果统计表

2 高强度压裂改造工艺技术研究

2.1 高强度压裂工艺思路

充分利用部分油藏天然微裂缝发育的特性，进一步加大裂缝穿透比，扩大泄油面积，更大范围的沟通和开启天然微裂缝，形成缝网系统，达到提单产和延长措施有效期的目的。

鉴于麦克奎尔-西克拉垂直裂缝增产倍数曲线，高渗储藏应以增加导流能力为主，低渗油藏应增加裂缝长度比为主。故对于姬塬油田低渗储层可通过提高裂缝长度（裂缝穿透比）来提高单井产能。

2.2 高强度压裂技术特点

充分借鉴“体积压裂”理念，进一步加大裂缝穿透比，采用大砂量+大排量+高砂比的施工参数，从常规水力压裂形成裂缝“面”向储层改造后形成“体”的压裂特点转变，实现造新缝，挖掘裂缝侧向剩余油的目的。

大砂量:长2油藏为常规压裂措施用砂量的5倍左右，长4+5、长6、长8油藏常规压裂措施用砂量的1.5～2倍，高强度压裂与初次改造规模及参数对比（见表2）。

表2 三叠系油藏施工参数统计表

大排量:通过提高压裂施工排量，可对储层纵向进行充分的改造；同时提高了缝内压力，有利于地层中天然微裂缝的开启，也有利于突破储层内部隔夹层的限制，提高裂缝的导流能力[3-7]。

2.3 高强度压裂工艺可行性分析

2.3.1 通过加大砂量提高裂缝穿透比可行性分析 使用软件模拟，对姬塬油田长8低渗透储层不同加砂规模形成的裂缝参数进行计算，随着砂量的增加裂缝半长和裂缝导流能力都增加较明显，故通过加大砂量来提高裂缝穿透比是一种可行的手段，模拟计算结果（见图3）。

2.3.2 多缝形成的机理及可行性分析 原井及邻井人工裂缝的存在及生产/注入活动等因素都可以导致储层中原地应力场大小和方向的变化，产生应力重定向，因此重复压裂时会诱导定向新裂缝，这也是二次改造增大泄流面积的有利条件，理论模型（见图4）。

图4 重复压裂新裂缝延伸理论模型

通过计算表明，经过初次压裂施工后，受人工裂缝诱导应力的影响近井地应力发生变化，最大主应力降低，而最小水平主应力增加。两个水平主应力方向产生的诱导应力在裂缝壁面处最大，随着距裂缝壁面的距离增加诱导应力逐渐降低。随着油井不断生产，受油井生产和水井注水的影响，在离井筒、裂缝越近，孔隙压力和岩石的变形量也就越大，因此应力变化也就越大。因此随着油井生产时间的延长，应力变化量也会越大，这会有利于重复压裂时的应力重定向[8-10]。

2.3.3 典型井组的油藏模拟 使用Rubis软件对黄117区块一个典型井组进行油藏模拟，储层物性参数:孔隙度8.1%，渗透率0.17 mD；油藏参数:油藏温度82.7℃，原始地层压力21.6 MPa；生产参数采用塬100-6等17口井油水井投产至今的生产动态月数据。

由于储层物性差，生产井长期注水不见效，导致压力保持水平整体较低，通过模拟发现，塬100-5井对应8口油井地层压力保持水平较低，尤其是塬100-6井。

由模拟结果可看出在沿裂缝方向压力较低，而垂直于裂缝方向压力较高，说明垂直于裂缝方向动用程度较低，需要通过特殊工艺手段来提高储层平面动用程度。

2.4 高强度压裂工艺参数优化

2.4.1 加砂强度优化 根据罗1区块长8储层初次改造特点，对二次加砂强度进行了室内模拟，结合历年改造效果得出了最优的加砂强度。

加砂强度优化结果:侧向井2.5 m3/m～3.6 m3/m；主向井2.0 m3/m～3.0 m3/m。

2.4.2 重复改造砂比优化 通过室内试验模拟发现重复改造中砂比对裂缝长度及导流能力影响较小，但考虑到施工入地液量和施工情况等因素，以降低储层伤害和施工成本为目标，平均砂比控制在30%～35%较好（见图5）。

图5 加砂比与裂缝规模对比图

图6 排量与裂缝规模对比图

2.4.3 重复改造排量优化 通过模拟发现重复改造中随着排量的增加，形成的缝长逐渐增大，裂缝导流能力逐渐降低，但排量超过4 m3/min后影响较小，因此为获得较高的裂缝穿透比和增加微裂缝开启的可能，施工排量控制在3.0 m3/min～3.8 m3/min（见图6）。

2.4.4 支撑剂类型优化 姬塬油田长6、长8油藏措施井在初次改造时支撑剂均为陶粒，通过支撑剂短期导流能力室内评价可以看出，二次措施加入支撑剂为石英砂时能够满足裂缝导流能力的需求，为降低措施成本，主体支撑剂为石英砂，然后尾追陶粒（见表3）。

表3 不同支撑剂导流能力对比

结合近两年压裂类措施比例上升，通过对加砂量与措施效果统计分析及室内模拟，对主力措施区块进行了加砂强度优化（见表4）。

3 现场应用效果评价

在三叠系长2、长4+5、长6、长8油藏共试验65口，有效57口，目前单井日增油1.0 t，措施效果统计（见图7）。与常规措施相比，长4+5、长6、长8油藏高强度压裂较常规压裂增油效果好，取得初步成效，长2油藏实施效果较差，下步进行参数优化。

图7 姬塬油田低产低效井增产改造现场试验措施效果图

表4 三叠系油藏施工参数优化表

4 结论与认识

（1）对三叠系油藏历年措施改造效果和开发现状进行分析，随开发时间延长及储层地质条件影响，近年来呈现出重复措施井逐年增多、措施有效期短和措施有效率逐年降低的问题。

（2）为缓解平面矛盾，充分借鉴“体积压裂”思路，利用部分油藏天然微裂缝发育特征和通过提高裂缝穿透比的增产改造思路，提出了“大砂量+大排量+高砂比”的高强度压裂工艺技术。

（3）结合近两年措施改造参数和效果统计分析，进行室内模拟，得出最优施工排量为3.0 m3/min～3.8 m3/min，最优砂比30%～35%，并模拟得出不同区块的最优加砂强度。

（4）通过不同支撑剂类型的室内评价，长6和长8储层二次措施加入支撑剂为石英砂时能够满足裂缝导流能力的需求，为降低措施成本，选用主体支撑剂为石英砂，然后尾追陶粒。对比体积压裂，采用高强度压裂工艺平均单井节约费用约35.5万元。

（5）高强度压裂工艺在三叠系长2、长4+5、长6、长8油藏共试验65口井，有效57口井，目前单井日增油1.0 t。与常规措施相比，长4+5、长6、长8油藏高强度压裂较常规压裂增油效果好，取得初步成效，长2油藏实施效果较差，将进一步优化施工参数。

［1］李道品.低渗透油田开发［M］.北京:石油工业出版社，1999.

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［10］Mckiney R M.Wellbore Tansmissibility From Afterflow Dominated Pressure Buildup data［C］.J.Pet，1971.863－872.

Study on high strength fracturing technology in Jiyuan oilfield

YAN Huairong，PU Sanlong，WEI Jiangwei，ZHANG Qian，LI Manping
（Oil Production Plant 5 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710200，China）

With the development of the oilfield,oil production decline,low yield becomes the main factor of Jiyuan oilfield to improve overall yield.The main reservoir in Chang 2 layer and Chang 4+5 layer repeated measures wells increasing year by year,measures the effect of variation in Chang 6 layer and Chang 8 layer of deeply buried reservoirs,poor physical property,it is difficult to establish effective displacement system,low yield wells, conventional measures of the effect is not obvious.This article through to the Jiyuan oilfield reservoir,formation energy,oil-water inter well connectivity and over the effects of reform measures,make full use of the characteristics of reservoir natural part of the micro crack growth,the large amount of sand,highvolume and high sand ratio fracturing ideas, eventually formed to increase the fracture penetration ratio high strength,expand the oil discharge fracturing technology in oil area,for the purpose of improving the development effect of the reservoir.In 2016,65 wells were applied in Jiyuan oilfield,and the results were satisfactory.

Jiyuan oilfield；low efficiency；repeated measures；high strength fracturing

TE357.14

A

1673-5285（2017）04-0084-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.022

2017－02-27