松辽盆地八面台油田老区裂缝性油藏体积压裂技术研究

于雪盟

（中石油吉林油田分公司油气工程研究院 吉林松原 138000）

1 八面台油田储层特征

八面台油田储层构造是位于松辽盆地南部中央凹陷区龙虎泡-大安阶地上的一个局部构造，东临古龙凹陷，西与西部斜坡区相连，是松辽盆地南部较为有利的油气聚集区，区域内地层发育齐全，构造、断裂比较发育。套改后八面台累计探明含油面积93.1km2，探明石油地质储量3370×104t，其中青一1590.94×104t，泉四745.12×104t。目前累计动用含油面积51.4km2，动用石油地质储量2177×104t。其中青一段含油面积30.6 km2，地质储量750.41×104t；泉四段含油面积16.3 km2，地质储量254.17×104t。

八面台区块主要开采层位为高台子油层和扶余油层，平均孔隙度13.1%，平均渗透率27×10-3μ m2，原始含油饱和度60%，地下原油黏度5.9mPa.s，原始地层压力18.86Mpa，原始油气比55.1%。

2 八面台油田开发矛盾及解决对策

2.1 八面台油田开采现状

八面台区块2000年6月开始投入开发，2002年7月投入注水开发。目前开采现状见表1。

2.2 区块开发过程中存在的问题

（1）产量递减幅度大，单井产液量和产油量均大幅度下降，且每年新井的初期产量也大体呈现下滑趋势。

（2）单井产能低，青一、泉四层段的井单井产能低、采油速度低、采出程度低。

（3）注采关系建立水平低，目前区块水井105口，控制油井186口，出现注采见效的井组仅为7个，仅占总井组数的6.7%。出现这种状况，其主要原因就是油层导流能力比较差，难以形成有效的驱替体系。

（4）地层压力低，青一、泉四原始地层压力为18.89Mpa，目前地层压力仅为9.8 Mpa，普通压裂增产难度大。

2.3 裂缝性油藏体积压裂适应性分析

众所周知，常规压裂所形成的是单一裂缝，究其原因是压裂施工所形成的“净压力”小于岩石水平主应力差加上岩石抗张强度。那么，如何达到转向“净压力”，成为制约体积压裂成功的主要因素。为此，研究了施工参数与净压力关系，根据公式：

表1 八面台区块总体开发现状统计表

表2 八面台油田两口试验井压裂设计参数表

式中：P—裂缝净压力；E—岩石的弹性模量； μa—流体黏度；Q—泵注排量；L—裂缝长度；hf—裂缝高度。

结合八面台老区裂缝性油藏特点，前期优选两口典型井进行体积压裂设计参数优化，优化施工参数见表2。

3 矿场应用情况及效果分析

两口先导性试验井施工参数分别为：FD24-14井施工排量7 m3/min，施工总用液量1182 m3，支撑剂量36 m3，施工压力64 MPa；FD26-14井施工排量5 m3/min，施工总用液量1055 m3，支撑剂量40m3，施工压力56 MPa。

FD24-14井、FD26-14井均为老井改造，压裂所形成的裂缝网络受主应力方向影响，均为东西向，结合裂缝监测可知，随着排量的不断加大，裂缝波及带宽随之增大，由此可以得出结论：体积压裂能够大大增加该类油藏储层改造体积。

FD24-14井、FD26-14两口井出产较高，稳产能力相对较高，地层压力明显高于常规压裂井，FD24-14井目前累产液量为1879方，压裂注入液体1182方；FD26-14井目前累产液量为2013方，压裂注入液体1055方。两口井目前产液能力高，说明针对该类油藏应用体积压裂方式能够改善注采关系，补充地层能量，具有非常好的应用效果。

4 结论与认识

（1）体积压裂能够有效改善老区油水井注采关系，补充地层能量。

（2）认清净压力与排量关系是实现体积压裂技术的关键。

（3）针对八面台油田老区裂缝性油藏，必须有效利用天然裂缝，实现人造裂缝复杂化，增大改造体积。