薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

摘要：针对薄互层低渗透油藏储层薄、微裂缝发育的特点，通过开展地应力与人工裂缝扩展研究、压裂裂缝参数优化、压裂工艺技术优化等研究，在滨南油田滨660块实施整体压裂开发，取得了良好的效果，为薄互层低渗油藏高效开发探索了新的道路。

关键词：薄互层；低渗透油藏；整体压裂；地应力

一、薄互层油藏概况

滨南薄互层油藏主要分布在滨南油田，其中滨660块构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南――利津二级断裂带西段，滨649滚动背斜北台阶，其北部隔单家寺油田为滨县凸起，东北部隔利津油田为陈家庄凸起，东南临利津洼陷。主要含油层系沙四上，埋深2863-3096米，含油面积1.99km2，地质储量235万吨，平均单井有效厚度18m。

1、薄互层油藏地质特征

（1）层多，单层厚度薄，平面上广泛分布

滨660块沙四段属扇三角洲前缘亚相的沉积，纵向上含油井段长，油层多，单层厚度小。沙四上划分为2个砂组，并对含油的1、2砂组精细划分为6个小层，在100m含油井段内视分层系数最多达16层/井，最小为6层/井，平均9层/井。

（2）岩性复杂，储层物性差

沙四段岩性主要为浅灰色泥岩、白云质泥岩、劣质油页岩与粉细砂岩的不等厚互层，夹有薄层白云质砂岩，平均孔隙度15.2%，渗透率11.7×10-3um2，为低孔低渗透储层。

（3）常温常压油藏，原油性好

沙四段油层埋深一般2863-3096米，平均2800m，地层温度117℃，温度梯度3.44℃/100m，原始地层压力29.05MPa，压力系数为0.968，属于常温常压系统。

2、薄互层特低渗透油藏开发难点

（1）自然产能低，常规压裂有效期短

沙四段储层因层薄且低渗透，油井自然产能低（<3t/d）。通过压裂改造后，初产较高，但压裂有效期短，产量递减快。

（2）注水压力高，注水效果差

因储层特低渗透，沙四段吸水能力差、启动压力高，注水压力上升快，注水泵压高28MPa，油井受效不均的矛盾突出，部分井长期不见效，见效后也表现为低产稳定，总体注水开发效果差。

（3）裂缝垂向延伸高度难以控制，压裂施工规模难以扩大

薄互层在纵向上层数多、单层厚度小，隔层薄且岩性复杂，层间应力差值小，裂缝高度控制难度大。同时，沙四段储层非均质性强，灰质含量较高，压裂液滤失大，难以实现造长缝的目的。

二、整体压裂工艺技术研究

整体压裂开发技术是低渗透区块在投入开发时，就将开发方式、开发井网与压裂规模、裂缝导流能力和裂缝缝长等一起确定。该技术的原则就是地应力、井网和人工裂缝有机匹配，改善动用程度；关键是将地应力及天然裂缝描述技术、整体压裂裂缝参数优化技术、油水井压裂工艺技术与整体压裂效果预测及评价综合考虑。

1、裂缝参数优化

理论研究表明低渗透油藏的产量主要取决于压后支撑裂缝长度

和导流能力，从压裂增产倍数与裂缝几何尺寸及导流能力的理论曲线分析，在同样情况下，裂缝导流能力愈高，造缝愈长，增产倍数也愈高；因此，对薄互层低渗透储层，要得到较高的导流能力比值，提高增产倍数，应以加大裂缝长度为主。

（1）不同井距条件下导流能力和支撑缝长的优化

采用两维单相油藏模型进行了最佳支撑缝长的计算。从计算结果可以看出，在不同的井距下，随着导流能力的增加，油井的采收率都有不同程度的提高。

（2）注水井裂缝参数优化

注水井压裂和不压裂时，对油井产量、采出程度及含水率的影响也不同。随着注水井裂缝缝长比的增加，见水前油井产量都有所增加，但见水后，缝长比较大时产量下降幅度较大，从计算结果得出缝长比从0.2变化到0.8时，采出程度的提高率较低，但含水率上升较快，

因此注水井压裂时优化缝长为0.2-0.25。因此，滨660块设计400m 井距，油井最大压裂半缝长160-180m，最佳的导流能力为

0.3-0.5dc.m，注水井压裂时的缝长为80-100m。

2、压裂工艺设计优化

滨660块薄互层特低渗油藏含油井段跨度大、油层分散且局部微裂缝发育，相应压裂设计要求高，区块以往压裂井压裂过程中压裂液滤失大，压裂总体规模小。为此压裂工艺设计突出了降滤失、控缝高工艺的优化设计。

（1）降滤措施工艺设计

根据滨660块以往压裂井分析，压裂液滤失是导致压裂效果差的主要原因，因此在降滤措施工艺设计上采用2项技术。

（2）缝高控制技术

①变排量施工技术。变排量施工，适用于上下隔层地应力差值小的薄油层的压裂改造，在控制裂缝垂向延伸的同时，可增加支撑缝长，提高裂缝内支撑剂铺置浓度，从而可有效地提高增产效果。

②低砂比段塞转向技术。根据巴布库克方法对砂子在垂直裂缝中的分布研究的实验结果，低排量泵注一部分低粘混砂液，在裂缝的底界面桥架形成一个低渗透或不渗透的人工隔层。人工隔层一是相当于增大了下部隔层与生产层之间的地应力差，二是它还起转向剂的作用，使后来注入的携砂液转为水平方向上的流动，这样可抑制裂缝的向下延伸。

三、实施效果

滨660块沙四上平均孔隙度15.2%，空气渗透率11.7×10-3μm2，根据整体压裂数值模拟，井距400m，排距150m，压裂规模油井半缝长160-180m，水井半缝长80-100m时，井排方向按最大主应力NE87°。

滨660块实施油井压裂5口，按照设计实施压裂规模，经裂缝检测，主裂缝方位NE90°，其中滨660X7、滨660X39井距离边界断层较近，裂缝方位略偏，支撑半缝长达173-225m，缝高60-102m，裂缝参数与设计基本一致。实施水井压裂2口，支撑半缝长82-89m。

四、认识与结论

1、薄互层低渗透油藏实施整体压裂开发技术，取得了良好的产

能建设效果，达到方案设计目标。

2、加强地应力研究，优化开发井网。分析滨660块整体地应力及分层地应力情况，采用矩形五点法井网，并且井排平行于地应力方向布井，通过压裂投产，既解决了低渗透油藏由于储量丰度小，小井距开发单井控制储量偏小的问题，又解决了大井距开发，难以建立驱替压差的矛盾。

3、加强室内模拟研究，优化整体压裂开发规模。滨660块地层渗透率，结合极限泄油半径理论，根据整体压裂数值模拟，压裂规模油井半缝长160-180m，水井半缝长80-100m时，提高了单井控制面积，增大了泄油面积，大幅提高了油井产能，取得良好的效果。

参考文献

[1]王志杰等. 薄互层特低渗透油藏大型压裂弹性开发研究. 石油天然气学报（江汉石油学院学报），2006年，第1期

[2]寇永强. 大型压裂技术在特低渗透薄互层油藏的应用. 油气地质与采收率，2004年，第3期

[3]闫相祯等. 低渗透薄互层砂岩油藏大型压裂裂缝扩展模拟. 岩石力学与工

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