直井缝网压裂技术在低渗透油田储层改造中的应用

贾海涛

摘要：随着油田的开发，油田已经进入中高含水期，而新投产井地质条件也越来越差，保持稳产越来越难，压裂成为实现油井增产增效的主要措施之一。但是随着措施井数的逐年增多，可供压裂的潜力井越来越少，而且井层条件变差，增油效果也在变差，因此必须精细措施挖潜，拓展选井选层空间，优化压裂工艺，提高增油效果。

关键词：低渗透油田;有效驱替;直井缝网压裂

油田进入中高含水期，措施挖潜难度不断加大，且新投产井地质条件越来越差，选井选层越来越困难，增油效果也逐渐变差。为提高增油效果，必须精细措施挖潜，拓展选井选层空间，优化压裂工艺。随着油田的深入开发，低效区块逐渐增多，特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差，目前常规技术开发效果不明显，如何建立有效驱替，提高单井产量，改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。本文分析总结了直井缝网压裂实施效果和认识，搞清了不同储层、不同缝网规模以及不同注水政策对单井产量变化规模的影响，明确了直井缝网压裂技术的推广潜力，为特低渗透油田开发调整起到指导作用。

储层物性差的致密油藏，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，注不进采不出问题突出，油井受效差，单井产量低，制约着油田的有效开发，如何经济有效动用这些区块成为亟待解决的问题。区块进行了重复压裂试验，仅依靠单一的压裂主缝很难取得较好的压裂效果，有效期短，效果不理想。近年来在特低渗透致密储层开展了直井缝网压裂试验，提高了单井产能，取得了较好的效果，新的压裂技术和开发调整技术的进一步结合，有望成为提高储层动用程度、提高单井产量、控制递减的有效方式。为此开展直井缝网压裂试验。通过直井缝网压裂技术大排量、大液量施工，压开复杂的网状裂缝，扩大裂缝波及体积，提高储层渗流能力，将井与井之间的驱替转变为井与缝网之间的驱替，缩短注采距离，实现有效驱替。在试验取得较好效果的基础上，开展直井缝网压裂扩大试验。

1.缝网压裂的机理

在水力压裂过程中，当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝就会形成“缝网”系统。其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位，最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，这种实现“网状”裂缝系统效果的压裂技术称为“缝网压裂”技术。

常规压裂形成的裂缝单一，渗流面积小，只擴大了井控面积;缝网压裂可以形成多条裂缝，扩大泄油面积，降低储层渗流阻力，提高渗流能力，改善开发效果。由于缝网压裂要求井厚度大、施工规模大、现场要求高、施工费用高，仅在C油层试验中开展，无法在厚度薄的A油层中开展。因此借鉴常规压裂和缝网压裂优点，在适合常规压裂的井施工中提高排量，加大施工规模，开展小规模缝网压裂，改善开发效果。

2.区块开发状况

某油田A区块投产以来，虽然不断加强注水调整，但受储层物性差影响，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，主要表现在一下几个方面：一是受储层物性影响，区块注水受效差，低效、无效注水比例高。A区块共有水井136口，累计注采比3.55，无效注水比例高达40%。二是油井受效差，单井产量低，常规增产增注措施效果差。A区块2004年投产，初期单井日产油2.0t，目前日产油仅0.4t，注水开发15年，受效井比例38.2%，地层压力9.55MPa，长关和低效井为186口，占油井总数的48.2%。为了改善开发效果，开展了重复压裂，效果较差，有效期仅7个月左右，平均单井累积增油230t。

3.直井缝网压裂方案设计

根据油田目前井网现状及存在的矛盾，确定试验区直井缝网压裂的总原则是：以建立有效注采驱替系统为核心，利用现有井网，结合大规模压裂技术，通过大排量、大液量压裂施工，增加裂缝与储层接触面积，减少液体向裂缝中的渗流距离和阻力，提高单井产量，延长措施有效期;纵向上兼顾非主力油层，根据应力及岩性遮挡条件优化压裂层段，对隔层小于3米层进行合压，最大程度提高各类储层动用程度。

综合考虑试验区储层发育状况、注水状况及工厂化施工要求，确定井区优选原则：一是为保证试验效果，优选储量丰度高，有一定储量基础;二是试验井周围水井满足注水条件，便于后期注水能量补充，同时井区油井受效差且无见水井，降低大规模压裂后见水的风险;三是试验井尽量集中，满足工厂化施工要求，降低试验成本。综合以上因素，优选台A和茂A井区进行直井缝网压裂试验，通过压裂改造，提高单井产量。

A区块根据油田最大主应力方向以及人工裂缝监测结果，同时考虑井区断层走向，最大主应力取NE80°，计算100-300m半缝长条件下压裂后驱替井距均在有效驱动井距以内。为扩大压裂后缝网控制面积，提高储层动用程度，设计压裂半缝长300m，微缝延伸宽度为200m，压裂后距离近端水井驱替井距为72m;距离远端水井驱替井距为136m，使压裂井与周围所有注水井（2口注水井）均能建立有效驱替。

4.直井缝网压裂效果

统计先导性实施4口井，压后初期单井日增油4.8t，目前单井日增油1.3t，单井累积增油1786t。在先导性试验取得较好效果的基础上，2015-2017年开展了扩大试验，共实施老井直井缝网压裂8口，压后初期单井日增油4.1t，目前单井日增油3.5t，单井累积增油850t。

5.直井缝网压裂试验认识

从压裂实施效果看，取得了以下三点认识：一是与常规压裂对比，注水开发井区缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.8和8.7倍，投入产出比高。二是形成的缝网未达到设计规模，缝网形态与储层物性有关。从井下微地震监测结果看，缝长达到设计规模，缝宽小于设计规模。二是压裂后增加新的产液层，主力层贡献比例大。缝网压裂前仅主力油层产液，压裂后增加新的产液层，压前主产层液量增加幅度较高;生产一段时间后，储层较差层基本不产液。三是物性好、吸水好的储层能够持续产液，保持较高水平。

6.结论与认识

（1）地应场的矩形井网、裂缝参数的一体化研究，为特低渗透油藏井网优化设计提供了依据和手段。

（2）与常规压裂比直井缝网压裂增油效果明显，A区块直井缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.8和8.7倍。

（3）直井缝网压裂微地震监测结果显示，人工裂缝规模较方案设计小，下步有必要进一步优化压裂施工参数，使压裂缝网规模达到方案设计要求。

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