低渗透油田直井缝网压裂效果分析

庄13块中孔低渗油藏压裂工艺研究与应用

【摘要】庄13块e1f2+1储层物性差，自然产能低，需要通过压裂来改善储层渗流特性。针对该区块压裂施工遇到的层间跨度大、天然裂缝发育、地层滤失严重、近井筒效应影响、与水层距离近等难点，结合其油藏地质情况提出了相应的解决措施，为今后类似井压裂提供参考。

【关键词】低渗 机械分层 裂缝发育 降滤 前置段塞

码头庄油田位于高邮凹陷北部斜坡带，庄13断块位于码头庄油田东北部，是被两条近东西向的南掉断层与北掉断层共同夹持的地垒式断块。该断块属于中孔低渗储层，自然产能低，需要通过压裂来改善储层渗流特性。由于该断块天然裂缝发育、地层滤失情况普遍存在、纵向上非均质性强、层间应力差异大，压裂施工有一定难度，本文旨在探讨适合该区块的压裂工艺措施，以期在顺利施工的情况下获得较好的产量。

1 储层概况

庄13断块主要含油层系为e1f2+1，储集体类型为砂岩。据岩心样品资料分析，该断块砂岩孔隙度分布范围11.5%～19.3%，平均16.0%；空气渗透率主要在0.811～88.0×10-3μm2之间，平均16.6×10-3μm2，碳酸盐含量稍高，平均为13.8%。庄13断块e1f2+1砂岩属于中孔低渗储层。据取心结果显示，庄13块储层裂缝发育，缝面含油。该区块地层压力系数为0.99，地温梯度为34℃/km，属于正常的温度、压力系统。 试油试采情况：该区块油井自然产能普遍较低，故该区块大部分井采用压裂求产。

2 庄13块压裂施工难点

（1）层间跨度大，物性差异大；

（2）天然裂缝发育，地层存在滤失；

（3）近井筒效应影响，施工情况复杂；

（4）压裂层距水层或油水同层近；

（5）油藏渗透率低且地层压力系数低。

3 相应的压裂配套技术

3.1 分层压裂工艺

当压裂层位不止一个，其相互之间有一定距离且物性差异较大时，若采取多层笼统压裂，裂缝会在物性较好的油层中延伸，使其得到较好的改造，而低渗透油层难以被改造，产能不能充分释放，从而影响压裂效果。庄13块有5口井存在产层跨度大（间隔约20m）、物性差异大的问题，针对该情况采用了机械分层压裂工艺，施工顺利，压后产量较压前有明显增加。

低渗透油田开发难点及对策探析

在我国油气开发领域中，低渗透油田已探明储量占据油气资源总储量的2/3以上，具有极大开发潜力，也是油气开发领域的未来主要发展趋势，其重要性不言而喻。但是，低渗透油田具有储层渗透率低、单井产能低等特征，在开发过程中面临诸多难点，难以实现预期原油产量与经济效益。为解决这一问题，充分挖掘油田开发潜力，本文对低渗透油田的主要开发难点进行简要分析，并提出问题解决对策，以供参考。

标签：低渗透油田;油田开发难点;解决对策

一、低渗透油田的主要开发难点

1.油层孔喉细小、渗透率过低

低渗透油田的定义为，渗透率在（0.1-50）x10-3μm2的储层。由于储层渗透率过低，从油田开发角度来看，绝大多数低渗透油田的开采难度过大，普遍存在比表面积过大、油层孔喉较为细小的问题，这也是储层渗透率过低问题的主要出现成因，常规油田开采技术体系与油田开采需求不符。同时，油层渗透率越低，则油田开发难度越大。例如，当油层渗透率保持在（0.1-1.0）x10-3μm2时，被称作为超低渗透油田，基本不具备自然产能与开发价值。

2.渗流不规律

在常规油田开发过程中，油田渗流往往具备特定规律，工作人员在全面掌握油田渗流规律的基础之上，可以针对性制定开发方案，有效利用现有开发资源，将油田开采效率控制在较高标准。但是，多数低渗透油田的渗流规律难以确定，与达西定律相违背，且油田的贾敏效应以及表面分子力极为明显，以此为诱因，产生压力梯度，为后续油田开发工作的开展造成负面影响。

3.弹性能量过小

多数低渗透油田普遍存在储层连通性过差的问题，加之受到渗流阻力因素影响，导致这类油田的弹性能量相对较小，实际采收率往往在1%-2%区间范围内。在油田开采过程中，不但实际产量会处于较低程度，同时，也将浪费一定量的天然气资源，难以实现预期经济效益。

4.注水效果不明显

目前来看，受到工艺限制，在开发多数低渗透油田时，需提前对油田进行压裂改造处理，方可具备大规模开发的基础条件。但是，这类油田的注水井吸水能力有所不足，启动压力值过高。在后续注水阶段，受到周边地层压力等因素影响，泵压以及井口压力极有可能形成为稳定平衡关系，进而出现停止吸水现象。同时，

关于水平井分段压裂多段裂缝产能影响因素的分析

低渗透条件下的地下储层，不采用压裂增产措施无法实现油气资源的有效开采。本文对模拟方法和数学模型的建立进行分析，并对压裂之后油井产能影响因素展开探讨。

标签：水平井;分段压裂;产能影响因素

随着钻井技术的不断进步，钻井作业的成本也在下降，采用水平井钻井技术开发的油藏变得越来越多，特别是低渗透油藏，可以更好地提高采收率。但是，采用水平井水平段分段压裂改造，对提高低渗透油藏动用率还存在技术难题，需要深入研究地质油藏工程理论，从而可以进行科学合理地布井。对地下储层的应力场进行研究，可以处理好水力裂缝开始形成的部位和具备的形态。对水平井段进行优化设计，可以更好对多段裂缝进行合理设置。采用选进的分段压裂施工工艺和工具，可以对分段压裂进行有效控制。对裂缝形态进行监测，可以更好地对多段地层裂缝进行准确地评估。还应该进一步确定水力裂缝的形态，深入分析压裂施工之后的产量影响因素，对压裂施工参数进行优化和改进，做好单井的优化设计，可以更好地提高压裂效果。

1模拟方法和数学模型的建立

采用地下油藏数学模拟分析软件，对地层局部网格进行加密，采用等连通系数法来实现对油藏和地层裂缝网络的进行划分，并选择对称单元的办法来进行数值仿真，可以求解出相应的数据信息。结合某油田区发起人所采用的注采井网，设计的水平井区段长度为400米，并对井段长度、渗透率、裂缝布放位置、裂缝条数和长度等参数进行数学建模。

2压后产能影响因素

2.1有效渗透率

低渗透率的油井产量比较低，或者无法形成有效的产能，需要采用压裂手段来提升油液产量。地下储层滲透率低的水平井采用压裂手段进行改造之后，具备的产量也不会太高。

2.2垂直渗透率和水平井渗透率对比

地下储层中的小夹层会对垂直渗透率形成不利的影响，采取水平井方式形成的产能受到垂直渗透率和比值因素的影响比较大。如果垂向渗透率小，水平井产量则会较低。所以，在进行压裂作业之前，需要选取垂向渗透率比较高的地下储层，与水平井渗透率比值较小的地层则会实现很好的产能，需要形成的更多数量的人工裂缝。

低渗油藏裸眼水平井压裂技术及应用　

潘毓兵　（大庆油田有限责任公司第十采油厂，黑龙江大庆１６３３１２）　

［摘要］　针对大庆外围朝长地区未动用储量属于低渗透扶余油层，采用常规直井开发，单井产能低、开发效　益差，为进一步提高低渗透扶余油层开发效果，通过水平井近平衡钻井、裸眼完井，减少了钻井及固井对储层　污染，采用打孔管结合油膨胀封隔器工艺进行压裂改造，探索低产低渗透储层有效的开发途径。试油及投产　效果表明，低渗透油藏采用近平衡钻井、裸眼完井能有效地保护储层，实施裸眼水平井储层压裂改造能够提　高单井日产油，对进一步改善低渗透油藏开发效果有重要意义。　［关键词］低渗透；水平井；裸眼完井；压裂　［中图分类号］ＴＥ３　［文献标识码］　Ａ［文章编号］　１００９—１７４２（２０１２）０４—００７０—０４　

１　前言　

国内外研究表明　卫　，水平井的压裂改造技术　是提高低渗透油气田单井产量最有效的手段之一，　已成为当前国内外油田和石油服务公司研究的热　点。目前，水平井压裂技术已经成为油田提高采收　率和开发综合效益的重要手段。裸眼水平井分段压　裂技术已经在北美、非洲、中东等国家应用。中国大　庆长垣、长庆油气田先后采用裸眼水平井压裂技术　改造储层，取得了一定的效果　Ｊ。大庆外围朝长　地区扶余油层多为低渗透储层，油藏欠压，自然产能　低、直井均需要压裂改造投产，单井产能低、开发效　果差。为了进一步提高单井产能，改善油田开发效　果，在渗透率低、产能较差的区块开展裸眼完井压裂　技术试验，以探索裸眼水平井压裂改造技术在大庆　外围低渗透扶余油层的可行性。　

２水平井区地质概况　

水平井区位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶　地，构造倾角为５．０。～６．６。，扶余油层顶面海拔　…９８０　８２０　ｍ，区内断层不发育，断块较开阔　。　水平井开发目的层为扶余油层扶Ｉ　３　层，单层砂岩　厚度５．５　ｍ，有效厚度３．０　ｉｎ，储层为三角洲分流平　原河道砂体，点坝砂体发育，为此在点坝砂体发育区　设计实施了１口裸眼水平井。空气渗透率５．２　ｍＤ，　为中孔、低渗透储层。油藏压力系数０．８８，油藏欠　压，油藏类型为断层～岩性油藏。区内天然裂缝基　本不发育，最大主应力方位ＮＥ７５．０。，为近东西向，　人工裂缝主缝方位在ＮＥ６７．９。～ＮＷ８８．４。，以近东　西向为主，近于南北向。