低渗油藏压裂技术研究与应用

41长庆油田采油三厂靖安油田D油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，无断层发育，属于典型的超低渗的油藏。

随着油田持续开采，油藏开发进入开发中期，开发面临的问题矛盾日益突出，油井长期低产低效问题难以解决[1]。

采用常规压裂措施后产量稳产期短，含水升幅高[2]，无法满足当前阶段的油田生产开发需要，因此，亟需研究新的工艺方法解决当前油井低产低效的现状。

近年来，为了改善井网的水驱效果，长庆油田开始试验了宽带压裂技术，先后在多个油田取得了较好的应用效果[3-5]。

宽带压裂技术是在初次常规压裂的基础上对油藏进行二次重复压裂改造的过程，通过缝端暂堵及缝内多级暂堵技术提高侧向压力梯度，增大了裂缝的侧向波及范围，改变了优势水驱方向，并且通过对堵剂的不断优化，实现了提液控含水、提高单井产量，有效的降低油藏递减速度，为采油三厂中高含水阶段油藏高效开发具有深远的指导意义。

1 宽带压裂技术实施背景1.1 储层物性差，低产低效井占比高靖安油田D油藏北部、东部、西北部物性相对较好，单井产量相对较高，油藏南部、西南部物性较差，单井产量低。

经过统计发现，油藏物性较差部位油井低产低效占比高，为30%。

分析认为，由于储层物性差，导致注采系统主、向侧向井无法形成有效驱替是造成油井低产低效的主要原因。

而宽带压裂技术通过“控制缝长、增加带宽”的思路对储层进行大规模改造，主向裂缝半长控制在110~120m，侧向裂缝带宽控制在50~60m，可以建立超低渗透D油藏井组的有效驱替，实现油藏高效开发。

 1.2 常规压裂效果差，侧向剩余油动用少通过对靖安油田D油藏2018—2021年常规压裂实施效果进行统计。

结果表明：四年内实施常规压裂后油井平均单井日增油0.76t，措施增油水平较低，难以充分动用侧向剩余油；措施后油井含水达60%，含水增幅超过20%，达到21.1%，这对中含水期油藏开发非常不利。

因此需要对常规压裂的工艺参数进行优化，在提高单井增油的基础上控制含水上升幅度，见表1。

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。

新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。

关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。

储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。

而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。

一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。

针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。

1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。

2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。

3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。

4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。

在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。

5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。

小油嘴放喷(低渗油藏压裂返排技术研究与应用) 魏震发布时间：2022-01-17T04:25:32.874Z 来源：《基层建设》2021年第29期作者：魏震[导读] 水力压裂作为低渗透储层改造的重要技术手段，已经得到了广泛的应用。

大港油田公司第三采油厂产能建设中心一、目前大港南部油田压裂工艺现状：水力压裂作为低渗透储层改造的重要技术手段，已经得到了广泛的应用。

2016年-2021年大港油田第三采油厂共计对56口新井实施压裂，占新井总数21.37%，占新井总产量24.25%，在新井措施增产效果中列居第一位。

2020、2021年共在南部新井压裂28井次，其中在致密油实施压裂13口井，平均单井初期日增油14.9吨，截止2020年11月底累计增油1.8万吨。

一直以来，压裂施工作为工艺主体备受关注，无论从车组装备到压裂用料，以及压裂技术都日趋成熟；但比较而言压裂的返排方式则很少受到关注。

虽然学术界针对压裂返排也有理论性探讨，但很少尝试应用，更没有可以借鉴的实用法则。

返排对压裂效果的影响机理：由于对携砂能力的要求，压裂液必须具有较强的粘弹性与塑性。

因此，导致破胶降粘相对困难，破胶不完全则会影响返排效果。

最终在地层中堵塞储层孔隙，降低导流能力，对储层造成一定的伤害。

同时，压裂液滤失后，增加了油气穿过滤失带所需的启动压力，对后期生产带来更大影响。

返排作为压裂工艺的最后一道工序，它对压裂效果具有举足轻重的作用。

而且，此项工序油气建设单位能够直接参与，因此研究返排细节、优化返排井护理措施，对提高压裂效果具有一定的指导意义。

按照返排方式不同，压裂返排分为：放喷返排和抽汲返排。

在放喷返排方面，为尽快排出压裂液的考虑，南部油田一直沿用快速返排原则。

常用压裂返排放喷制度压力（MPa）20Mpa以上15-2010-152-102MPa以下油嘴（mm）2358畅放备注：若12小时之后，井口压力仍在20MPa以上，则采用3mm油嘴放喷。

低渗储层压裂液技术研究一、低渗储层的定义和特征低渗储层是指渗透率低于1md的岩石储层，其开发难度较大。

这类储层通常具有以下特征：1.孔隙度低：低渗储层通常具有较低的孔隙度，集中分布的孔隙度很少超过10%。

2.渗透率低：低渗储层的油气流动能力差，渗透率一般低于1md，且通常呈现非均质性。

3.油藏压力低：低渗储层通常具有较低的油藏压力，不足以带动油气自然流出，需要通过增加地表压力才能实现开发。

以上因素都给低渗储层的油气开发带来了巨大的挑战，需要采取有效的技术手段提高开发效率。

压裂技术是一种在岩石中注入高压液体，使之破裂形成裂缝的方法。

这种技术可以将未被采收的油气从孔隙中挤出，增加产能。

在低渗储层的开发中，压裂技术同样适用。

但由于低渗储层本身的特殊性质，需要使用低渗透率压裂液来完成作业。

低渗透率压裂液是指其能够在低渗透率储层中形成裂缝并保持稳定的液体。

与传统的高渗透率压裂液相比，低渗透率压裂液具有更高的黏度、更长的液体保持时间和更强的抗渗透性能。

低渗透率压裂液一般由以下组成部分组成：1.基础液体：基础液体通常是涤纶素或高分子聚合物水溶液。

它们可以增加压裂液体的黏度，提高其在储层中的分布均匀性。

此外还常常加入胶化剂来增加黏度。

2.填充物：填充物通常是人造或天然胶体物，如硅胶等。

它们可以防止破裂缝在液体排流过程中闭合。

3.微观弹性体：微观弹性体是一种形状记忆材料，可以缓慢地释放进入破裂缝中的压力。

低渗储层压裂液技术早在20世纪80年代就已经开始应用，然而此类技术的先进化和成熟化直到21世纪才得到拓展和广泛应用。

在实践中，低渗储层压裂液技术的应用从地质勘探到油气开发的各个环节，渗透率低的储层压裂后产出的油气量大幅增加，从而为系统创造了更大的经济效益。

但是，低渗储层压裂液技术也面临着一些挑战。

其中最主要的是压裂液体的组成及性质。

在使用低渗透率压裂液的同时，还需要考虑压裂液体对地下环境的影响。

因此，碳酸钙和纳米硅砂等在撤回压裂液体过程中就会从储层中渗透到地下水系中。