靖邊低滲油田重復(fù)壓裂技術(shù)研究

1、 低滲油田重復(fù)壓裂技術(shù)研究摘 要靖邊油田基本采用注采同步開發(fā),在注水開發(fā)過程中,存在地層壓力上升,老井低液面、低流壓、采液和采油指數(shù)下降;部分區(qū)塊由于微裂縫發(fā)育,主向油井水淹速度較快,沿裂縫強(qiáng)化注水后,側(cè)向油井壓力上升后,而油井基本不見效或見效周期長。為解決上述矛盾，安塞油田在老井重復(fù)壓裂改造工藝方面進(jìn)行了多年的不斷試驗(yàn)與探索、發(fā)展與完善、總結(jié)與認(rèn)識，逐步形成了油井重復(fù)壓裂的選井選層標(biāo)準(zhǔn)及措施改造工藝技術(shù)，為提高單井產(chǎn)量，保持油田長期穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮了積極作用。關(guān)鍵詞： 低滲 低壓 低產(chǎn) 重復(fù)壓裂 提高產(chǎn)量目 錄第1章 前 言1第2章 油層地質(zhì)特征研究 22.1構(gòu)造及巖礦特征 22.2儲層物性特征22

2、.3地層天然裂縫特征 22.4構(gòu)造應(yīng)力場研究 32.5壓裂裂縫特征3第3章 壓裂工藝的確定 43.1水力裂縫誘發(fā)的應(yīng)力場 43.2生產(chǎn)誘發(fā)的應(yīng)力場 4第4章 壓裂液配方研究 64.1壓裂液配方64.2室內(nèi)試驗(yàn)數(shù)據(jù)64.2.1抗溫、抗剪切性64.2.2濾失系數(shù) 64.2.3表面張力 74.2.4破膠性能 74.2.5流變特性 7第5章 堵壓裂工藝的現(xiàn)場試驗(yàn)與優(yōu)化 85.1常規(guī)暫堵壓裂85.2大砂量暫堵壓裂試驗(yàn)10第6章 推廣應(yīng)用情況及效果116.1選井類型 116.2壓裂參數(shù)的優(yōu)化 116.3實(shí)施效果 116.3.1裂縫發(fā)育區(qū)塊側(cè)向油井壓裂引效 116.3.2孔隙滲流區(qū)域見效差油井壓裂引效136

3、.3.3非均質(zhì)高滲帶側(cè)向低產(chǎn)井壓裂引效146.3.4裂縫形態(tài)監(jiān)測 146.3.5經(jīng)濟(jì)效益評價(jià) 15第7章 經(jīng)濟(jì)效益評價(jià) 15第8章 結(jié) 論: 16參考文獻(xiàn)17致 謝18第1章 前 言靖邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，油層物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，平均有效滲透率僅0.4910-3m2，屬典型的低滲、低壓、低產(chǎn)的“三低”油藏。目前已有油井2600余口,日產(chǎn)油水平5600t,單井日產(chǎn)油為2.0t左右,年產(chǎn)油水平達(dá)200萬噸以上。實(shí)現(xiàn)了特低滲透油田的效益開發(fā),被總公司確定為“靖邊模式”。但受特低滲透地質(zhì)特征、油層物性、初期改造裂縫導(dǎo)流能力的變化等影響，部分區(qū)塊長期見不到注水效果，油井產(chǎn)量下降。為探索提高單井

4、產(chǎn)量的途徑,從“九五”期間，靖邊油田對重復(fù)改造開展了大量的室內(nèi)與現(xiàn)場試驗(yàn)，在多年的研究和試驗(yàn)過程中，積累了大量的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，特別是近兩年來在深化地質(zhì)認(rèn)識，優(yōu)化地質(zhì)選井和改進(jìn)工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，重復(fù)壓裂技術(shù)獲得了突破，逐漸形成了一套適合安塞特低滲透油田提高單井產(chǎn)量的做法。靖邊油田位于鄂爾多斯盆地南部，是典型的低滲、低壓、低產(chǎn)“三低”油藏。油層物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，油井無自然產(chǎn)能，必須經(jīng)過壓裂才能獲得工業(yè)油流。注水開發(fā)以來，油層能量得到補(bǔ)充，油井產(chǎn)量逐步回升，整體開發(fā)效果變好。但是由于油層天然微裂縫發(fā)育等非均質(zhì)性影響，側(cè)向油井見效差，部分區(qū)塊長期不見效，油井處于低產(chǎn)低效狀態(tài)。如何提高這部分井的產(chǎn)量成為油

5、田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的難點(diǎn)。1995-1999年，針對低產(chǎn)井實(shí)施常規(guī)重復(fù)壓裂24井次，增產(chǎn)有效14井次，有效率僅58.3，平均單井增油190t，投入產(chǎn)出比低，經(jīng)濟(jì)效益差。2000年初又進(jìn)行了側(cè)向井大砂量重復(fù)壓裂試驗(yàn)。試驗(yàn)井33-13位于裂縫線側(cè)向，油層厚11.8m，采用常規(guī)工藝重復(fù)壓裂，加砂26m3，砂比32.5，每米油層加砂量已達(dá)到2.2 m3，但施工后沒有增產(chǎn)效果，也說明了單純的大砂量重復(fù)壓裂不適用于側(cè)向低產(chǎn)井的改造。為了探索側(cè)向低產(chǎn)油井的重復(fù)壓裂改造技術(shù)，從2000年開始，我們研究試驗(yàn)了暫堵壓裂技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用增產(chǎn)效果明顯。目前這一技術(shù)已經(jīng)在安塞油田開始推廣，成為老井改造的主要手段。油層地質(zhì)特征研究

6、第2章 油層地質(zhì)特征研究2.1構(gòu)造及巖礦特征靖邊油田處于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜。主力油層長6埋藏深度為965-1500m，砂巖一般呈巨厚塊狀，巖性為硬砂質(zhì)長石細(xì)砂巖。礦物成份以長石為主，膠結(jié)物含量占11%-14%，主要為薄膜型次生綠泥石，其次為方解石和濁沸石。2.2儲層物性特征長6油層為溶孔粒間孔微孔混合型儲層，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，平均孔隙度12.4-13.9%。平均滲透率為1.5-2.910-3m2，在油層縱橫向上，滲透率均表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。屬典型的巖性油藏，基本無邊底水。原始地層壓力較低，一般為8.39.6Mpa。2.3地層天然裂縫特征根據(jù)地面露頭、巖芯觀察及微地震開發(fā)測井、構(gòu)造應(yīng)

7、力場研究和注水開發(fā)后大量資料證實(shí)，長6油層天然微細(xì)裂縫發(fā)育，并且具有明顯的方向性。多數(shù)出現(xiàn)一條直立縫，少數(shù)出現(xiàn)2-3條一組的平行直立縫或兩條正交縫。古地磁測試成果見下表1：表2-1：油層微裂縫方位數(shù)據(jù)表EW向NE向SN向NW向區(qū)塊樣品總數(shù)所占比例裂縫平均方位樣品總數(shù)所占比例裂縫平均方位樣品總數(shù)所占比例裂縫平均方位樣品總數(shù)所占比例裂縫平均方位坪橋區(qū)162490.4264243.558.02.51726320王窯區(qū)1831.5961628.549.31526360814322微細(xì)裂縫的發(fā)育，對油田開發(fā)起到雙重作用。一方面增加了油層的吸水能力，彌補(bǔ)了滲透率的不足；另一方面導(dǎo)致部分井單向突進(jìn)，含水上升

8、快，水驅(qū)效果差，給油田開發(fā)和后期儲層改造帶來了很大困難。2.4構(gòu)造應(yīng)力場研究利用凱塞效應(yīng)、古地磁、差應(yīng)變分析等方法，對安塞油田進(jìn)行三維地應(yīng)力的大小和方位測試表明，安塞地區(qū)延長組油藏最小主應(yīng)力存在于水平方向（見表2），各區(qū)塊最小主應(yīng)力梯度非常接近，平均為0.0170Mpa/m。表2-2：安塞油田地應(yīng)力測定結(jié)果表區(qū)塊層位三 向 應(yīng) 力 值凱塞效應(yīng)法差應(yīng)變法平均垂向水平最大水平最小垂向水平最大水平最小垂向水平最大水平最小坪橋長629.6623.2821.872921.520.529.322.421.29王窯長628.2622.6720.192723.32027.62320.08候市長628.9323

9、.8321.1127.5232028.323.420.56杏河長632.7623.8121.233426.52433.425.222.672.5壓裂裂縫特征巖石力學(xué)的基礎(chǔ)理論表明，人工裂縫形態(tài)受地應(yīng)力場控制，裂縫方位總是垂直于最小主應(yīng)力方向。根據(jù)應(yīng)力分析及井下電視照相、井溫測井、微地震測井分析，長6油層水力壓裂形成垂直裂縫，高度一般限制在油層的頂、底界之間，多為8-26m，平均縫長122.1m，延伸方向以NE向?yàn)橹鳎骄鶠镹E51.5。第3章 壓裂工藝的確定由于受天然裂縫及人工裂縫的控制，注入水推進(jìn)具有明顯的方向性，沿裂縫發(fā)育方向油井易見到注入水，并很快水淹，而裂縫側(cè)向的油井注入水波及范圍很小

10、，難以見效。坪橋區(qū)沿裂縫強(qiáng)化注水以來，裂縫很快貫通，裂縫規(guī)模不斷擴(kuò)大，主向壓力上升較快，而側(cè)向壓力恢復(fù)緩慢（表3-3），油井低產(chǎn)。沿裂縫注水井組30-3730-39側(cè)向80m處打檢查井坪檢1井，發(fā)現(xiàn)油層仍未水洗。表3-3 坪橋區(qū)裂縫主側(cè)向壓力比項(xiàng)目1998年1999年2000年2002年地層壓力MPa保持水平地層壓力MPa保持水平地層壓力MPa保持水平地層壓力MPa保持水平裂縫主向油井10.3124.110.49126.49.421149.07109裂縫側(cè)向油井6.2475.26.4177.26.6379.87.4790常規(guī)的重復(fù)壓裂工藝僅在加砂量和施工排量上達(dá)到或略超過初次壓裂的規(guī)模，只是將

11、原有的老裂縫加以疏通，難以起到引效的目的。如果壓裂能產(chǎn)生不同于初次裂縫方向的裂縫或溝通閉合的天然裂縫網(wǎng)絡(luò)，將大大增加裂縫泄油面積，改善水驅(qū)狀況，提高油井產(chǎn)量。重復(fù)壓裂能否產(chǎn)生新的裂縫問題，仍然存在爭議。普遍認(rèn)為，由于初次壓裂的裂縫引起了近縫地帶孔隙壓力的重新分布和支撐裂縫使地應(yīng)力場改變。應(yīng)力場的變化在一定范圍內(nèi)有可能使重復(fù)壓裂裂縫垂直于或不同于初次壓裂裂縫的方位2。3.1水力裂縫誘發(fā)的應(yīng)力場垂直于最小主應(yīng)力的裂縫在兩個(gè)水平主應(yīng)力方向上都誘發(fā)壓應(yīng)力。最大的誘發(fā)壓應(yīng)力的大小等于裂縫閉合后作用在支撐劑上的凈壓力并垂直與縫面。如果誘發(fā)的壓應(yīng)力足夠大，致使兩個(gè)水平應(yīng)力分量發(fā)生變化，導(dǎo)致水平最小主應(yīng)力變成

12、水平最大主應(yīng)力，此時(shí)復(fù)壓產(chǎn)生的裂縫垂直于初次壓裂裂縫方位。如果作用在支撐劑上的凈壓力不大，則這一現(xiàn)象只能在兩個(gè)主應(yīng)力差值不大的情況下才能發(fā)生。由于壓應(yīng)力離開裂縫后不斷減小，有可能使新生的裂縫又重新轉(zhuǎn)向，平行于初壓裂縫。3.2生產(chǎn)誘發(fā)的應(yīng)力場由于從初次壓裂的裂縫中產(chǎn)出液體，在裂縫周圍油藏中的壓力梯度發(fā)生變化，也影響到應(yīng)力場。在裂縫附近，平行或垂直于縫面上都會(huì)有由于孔隙壓力的變化而暫堵壓裂工藝的現(xiàn)場試驗(yàn)與優(yōu)化誘發(fā)出來的張應(yīng)力。如果由于孔隙壓力誘發(fā)的應(yīng)力差大于原先存在的兩個(gè)平面上的最大與最小主應(yīng)力差，那么這兩個(gè)應(yīng)力就要換向，此時(shí)的復(fù)壓裂縫將垂直于初壓裂縫。原先兩個(gè)主應(yīng)力差比較小時(shí)，復(fù)壓裂縫在垂直于初

13、壓裂縫方向上得到最大延伸。關(guān)于地應(yīng)力發(fā)生變化的觀點(diǎn)可通過測試與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)證明，如美國Lost Hill油田167口井的復(fù)壓測試驗(yàn)，復(fù)壓縫偏移初次縫30；又如美國L.R.Warpinski等人在科羅拉多州的多井試驗(yàn)場研究改變應(yīng)力的壓裂，即對某井的地層進(jìn)行水力壓裂時(shí)因受鄰井原有壓開縫的應(yīng)力擾動(dòng)的影響使該井的新壓開縫重新取向3。國內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，經(jīng)過多次重復(fù)加壓，可使巖樣形成多條裂縫，且裂縫形態(tài)不同（圖1）4。從安塞油田早期復(fù)壓效果來看，常規(guī)重復(fù)壓裂產(chǎn)生新的裂縫可能性不大。但是長6油層特殊的地質(zhì)條件（兩個(gè)水平主應(yīng)力差值較小，同時(shí)微裂縫比較發(fā)育），所以應(yīng)用新工藝重復(fù)壓裂產(chǎn)生新的裂縫是可能的。如果在壓裂過程中

14、加入堵塞劑，人為導(dǎo)致主裂縫延伸過程中縫內(nèi)發(fā)生堵塞，則主裂縫在長度上停止延伸，隨著縫內(nèi)壓力不斷上升，裂縫壁面應(yīng)力薄弱處將發(fā)生破裂，在新的方向產(chǎn)生裂縫或溝通閉合的天然微裂縫。API短期導(dǎo)流能力試驗(yàn)表明，在一定的閉合壓力下，裂縫導(dǎo)流能力隨著支撐劑鋪置濃度的增加而提高（見圖2）5。應(yīng)用高砂比壓裂技術(shù)，能增加裂縫內(nèi)支撐劑鋪置濃度，提高裂縫導(dǎo)流能力，降低流動(dòng)阻力，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)目的。圖2 不同鋪置濃度石英砂導(dǎo)流能力曲線據(jù)以上分析，確立了暫堵壓裂的設(shè)計(jì)思路：施工時(shí)加砂疏通老裂縫后加入暫堵劑，使裂縫停止延伸，隨著壓力的上升，將會(huì)產(chǎn)生新的支裂縫和溝通部分天然微裂縫，使泄油面積大大增加；同時(shí)應(yīng)用高砂比壓裂技術(shù)，在縫內(nèi)或

15、縫口實(shí)現(xiàn)脫砂，提高裂縫導(dǎo)流能力。5暫堵壓裂工藝的現(xiàn)場試驗(yàn)與優(yōu)化第4章 壓裂液配方研究為了實(shí)現(xiàn)油層保護(hù)，降低壓裂傷害，并能成功實(shí)現(xiàn)暫堵壓裂工藝，提高施工砂比，根據(jù)油層的溫度、物性及流體性質(zhì)，提出與工藝技術(shù)相匹配的低傷害壓裂液配方。室內(nèi)與現(xiàn)場試驗(yàn)表明，該壓裂液具有良好的配伍性、攜砂性能和及時(shí)破膠性，對壓后放噴返排的殘液進(jìn)行測量，粘度為2-5mPa.s。4.1壓裂液配方：基 液：0.35%HPG+0.3%CF-5B+0.15%BE-2+0.3%COP-1+0.05%COG-285交聯(lián)劑：0.35%硼砂+0.5%過硫酸銨交聯(lián)比：100：12-154.2室內(nèi)試驗(yàn)數(shù)據(jù)：4.2.1抗溫、抗剪切性 表4-1

16、45、170s-1下抗溫、抗剪切性試驗(yàn)結(jié)果時(shí)間（min）開始1030506090100粘度（mPa.s）5975183111381008075N0.47190.76660.49720.4205K13.790.93841.2551.2表4-2 55、170s-1下抗溫、抗剪切性試驗(yàn)結(jié)時(shí)間（min）開始1030506090100粘度（mPa.s）575451257119967669N0.82680.42070.1802K1.4460.89700.83444.2.2濾失系數(shù):6用長6巖芯，3.5MPa，45下濾失系數(shù)為6.0810-4m/（min）1/2，初濾失量為1.2cm3/（min）1/2；5

17、5下濾失系數(shù)為6.7110-4m/（min）1/2,初濾失量為1.2cm3/（min）1/2。4.2.3表面張力：壓裂液破膠液表面張力為31.8mN/m4.2.4破膠性能：表4-3 45下破膠試驗(yàn)結(jié)果APS加入量(占原膠體積)破膠時(shí)間hour破膠粘度mPa.s破膠時(shí)間hour破膠粘度mPa.s0.062.09.22.55.30.072.06.32.54.10.082.04.81.53.2表4-4 55下破膠試驗(yàn)結(jié)果APS加入量(占原膠體積)破膠時(shí)間hour破膠粘度mPa.s破膠時(shí)間hour破膠粘度mPa.s0.051.517.22.05.30.061.013.12.03.50.071.08.3

18、1.52.64.2.5流變特性：7第5章 暫堵壓裂工藝的現(xiàn)場試驗(yàn)與優(yōu)化F試驗(yàn)選井主要針對位于裂縫發(fā)育區(qū)塊側(cè)向低產(chǎn)油井。通過對油井生產(chǎn)狀況、注水見效情況、地層壓力保持水平及裂縫發(fā)育狀況綜合分析，優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)，制定合理的泵注程序。支撐劑選用質(zhì)優(yōu)價(jià)廉的0.5-0.8mm蘭州石英砂；暫堵劑選用油溶性蠟球，并根據(jù)靖邊油田原油特性及地層溫度進(jìn)行了改性處理，用量為每米油層10-15kg。油井生產(chǎn)后，蠟球被原油逐漸溶解，從而使堵塞解除，不會(huì)對油層造成污染。5.1常規(guī)暫堵壓裂P33-33井是長6油層暫堵壓裂試驗(yàn)的第一口井。該井位于34-2534-35裂縫線側(cè)向，有效厚度18.6m，滲透率1.97510-3m2，

19、孔隙度11.9%，投產(chǎn)初期產(chǎn)能2.2t。進(jìn)行了沿裂縫強(qiáng)化注水后，雖然有見效顯示，但見效狀況差，措施前日產(chǎn)油只有1.34t，地層壓力6.06MPa，為原始地層壓力的73%。根據(jù)暫堵壓裂設(shè)計(jì)思路，優(yōu)化施工參數(shù)（見表5-1），于2000年10月14日施工，施工曲線見圖5-1。表5-1 33-33井壓裂優(yōu)化參數(shù)圖5-1 33-33井重復(fù)壓裂施工曲線設(shè)計(jì)施工砂量18 m3設(shè)計(jì)施工砂比20%60%設(shè)計(jì)施工排量1.01.5m3/min壓 裂 液采用羥丙基胍膠壓 裂 工 藝脫砂壓裂設(shè) 計(jì) 縫 長53.75m壓力，MPa時(shí)間 min從施工曲線可以看出，在1.5m3/min的排量下，舊裂縫開啟，壓力15MPa，加

20、砂8m3疏通老裂縫后，加入暫堵劑250kg。5min后，施工壓力緩慢上升，穩(wěn)定排量繼續(xù)加砂，裂縫內(nèi)壓力不斷升高，并在裂縫段內(nèi)的某一處有新裂縫產(chǎn)生。從壓力監(jiān)測曲線可以看出，施工壓力明顯高于加暫堵劑前（約5Mpa左右），并有多次波動(dòng)，表明有新的裂縫張開、溝通。后期提高砂比，加砂10 m3，施工結(jié)束時(shí)，形成脫砂，壓力升至50Mpa，停泵。整個(gè)施工過程體現(xiàn)了設(shè)計(jì)思想。利用軟件解釋裂縫閉合壓力23.87Mpa(井底)，壓裂液濾失系數(shù)0.00153 m/(min)1/2。8壓裂后單井液量由1.69m3/d提高到3.8 m3/d，油量由1.34t/d提高到2.95t/d，含水保持穩(wěn)定。初期平均日增1.5t，

21、效果顯著。截止2002年12月，該井已有效687d累計(jì)增油653t（圖5），而且仍繼續(xù)增產(chǎn)有效。測壓資料表明，該井靜壓由壓裂前2000年9月6.06Mpa上升到2001年4月7.54Mpa，壓力恢復(fù)速度較快，表明重復(fù)壓裂達(dá)到了引效目的。圖5-2 坪33-33井重復(fù)壓裂后生產(chǎn)曲線隨后在坪29-16和40-14井上也進(jìn)行了暫堵壓裂試驗(yàn)，效果見表5-2：表5-2：暫堵壓裂試驗(yàn)表井號加砂量m3每米油層加砂量m3有效期d平均日增油t坪29-16281.74690.53坪40-14181.581250.42 常規(guī)暫堵壓裂試驗(yàn)取得了成功，見到了一定增產(chǎn)效果。為了進(jìn)一步提高重復(fù)壓裂效果，我們進(jìn)行了大砂量暫堵壓

22、裂試驗(yàn)。5.2大砂量暫堵壓裂試驗(yàn)9受早期大砂量復(fù)壓施工的啟發(fā)，我們在坪35-32井進(jìn)行了大砂量暫堵壓裂試驗(yàn)。該井也位于34-24-34-35裂縫線側(cè)向，油層有效厚度23.7m，長期低產(chǎn)。措施前日產(chǎn)液1.22m3，日產(chǎn)油0.9t。在壓裂工藝上，除繼續(xù)使用蠟球暫堵工藝外，將加砂量提高到42m3，砂比37.8，每米油層加砂量達(dá)到1.8m3。壓裂后2001年11月下泵生產(chǎn)，日產(chǎn)液5.29m3，日產(chǎn)油3.92t，含水10.1，目前日產(chǎn)液3.97m3，日產(chǎn)油3.07t，已有效371天，平均日增油2.06t，累計(jì)增油763.76t，平均增幅230。推廣應(yīng)用情況及效果圖6 坪3532井生產(chǎn)曲線圖5-3大砂量暫

23、堵壓裂試驗(yàn)增產(chǎn)表這口井的實(shí)驗(yàn)成功，說明暫堵壓裂與大砂量聯(lián)作，可以取得很好的增產(chǎn)效果。此后，暫堵壓裂開始向大砂量發(fā)展，尤其是加大了裂縫暫堵后的加砂量，增產(chǎn)效果明顯變好。100第6章 推廣應(yīng)用情況及效果大砂量暫堵壓裂在裂縫側(cè)向油井試驗(yàn)獲得成功后，2002年開始在一些重點(diǎn)井區(qū)推廣使用，取得了較好的效果。6.1選井類型6.1.1沿裂縫強(qiáng)化注水井區(qū)，側(cè)向油井壓力上升，含水低且保持穩(wěn)定，油井產(chǎn)量低不見效，重點(diǎn)為坪橋區(qū)。6.1.2油層物性好，初期改造程度較低，與注水井連通好，目前壓力保持水平較高，但產(chǎn)量未明顯上升的見效差井，重點(diǎn)為侯市區(qū)塊東部。6.1.3油水井動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為注水井高壓注不進(jìn)水，油井高壓、低產(chǎn)，重

24、點(diǎn)為杏河區(qū)。6.2壓裂參數(shù)的優(yōu)化根據(jù)選井的不同類型，確定了改造的重點(diǎn)：坪橋裂縫側(cè)向井以溝通微裂縫、建造新的裂縫系統(tǒng)為主，每米油層加砂量1.8-2.0 m3，暫堵劑用量15-20Kg/m，施工排量1.6-1.8m3/min；侯市東部見效差區(qū)塊以提高改造程度、擴(kuò)大裂縫規(guī)模為主，每米油層加砂量2.0-2.2 m3，暫堵劑用量12-15Kg/m，施工排量1.6-2.0m3/min；對于杏河區(qū)多油層低產(chǎn)油井，則要進(jìn)行分層改造，提高改造程度。壓裂設(shè)計(jì)利用Fraco PT三維壓裂設(shè)計(jì)軟件進(jìn)行裂縫模擬計(jì)算，優(yōu)化設(shè)計(jì)參數(shù)，制定合理的泵注程序。在現(xiàn)場施工上對壓裂施工參數(shù)進(jìn)行監(jiān)測控制，保證了蠟球暫堵壓裂工藝的成功實(shí)

25、施。壓裂工藝采用雙上封直噴嘴合層壓裂，對于油層厚、隔層發(fā)育的井采用分壓工藝；根據(jù)現(xiàn)有設(shè)備狀況，壓后排液方式采用下38mm深井泵排液，適當(dāng)試驗(yàn)抽汲排液。6.3實(shí)施效果2002年共進(jìn)行了21井次的大砂量暫堵壓裂施工，有效19井次，有效率90.5%，有效井平均單井日增油1.83t，增幅130%，累計(jì)增油3453.33t。.6.3.1裂縫發(fā)育區(qū)塊側(cè)向油井壓裂引效11坪橋區(qū)塊是靖邊油田微裂縫最發(fā)育區(qū)塊，主要方向?yàn)镹E向。裂縫線側(cè)向油井見效差，長期低產(chǎn)。在這一區(qū)塊進(jìn)行了9口井暫堵重復(fù)壓裂引效試驗(yàn)（表9）。有效8口，施工后平均日產(chǎn)液由措施前1.46 m3上升到措施后4.36 m3，日產(chǎn)油由措施前1.12t上

26、升到2.94t，平均日增油1.5t，累計(jì)增油1258.66t，增產(chǎn)幅度達(dá)134%。表6-1 暫堵壓裂單井效果統(tǒng)計(jì)表井號措施日期措施前措施后目前有效天數(shù)（d）累計(jì)增油 （t）平均日增t/d備注液量(m3/d)油量(t/d)含水(%)液量(m3/d)油量(t/d)含水(%)液量(m3/d)油量(t/d)含水（%）P35-24200205181.190.948.13.772.7712.72.532.034.5223391.171.75繼續(xù)有效P35-31200206221.331.0210.53.292.4710.72.842.236.5161214.801.33繼續(xù)有效P39-2420020827

27、1.691.29105.363.6319.33.632.837.2121266.552.20繼續(xù)有效P39-22200211041.240.9410.89.375.2733.08.023.4448.956209.663.74分壓有效P41-28200209161.961.510.62.531.7915.72.061.598.18439.500.47繼續(xù)有效431.19.34.422.0544.72.751.5931.24827.420.57繼續(xù)有效P27-37200208211.291101.861.2818.51.361.0012.512931.920.25繼

28、續(xù)有效531.1710.99.034.294.343.407.985.51877.644.27繼續(xù)有效P27-35200210061.531.1510.61.270.6836.11.140.906.0100.000無效有效井平均1.461.1210.034.962.9419.98.322.8415.5850 1258.66 1.50 126.3.2孔隙滲流區(qū)域見效差油井壓裂引效侯市區(qū)塊東部油層非均質(zhì)嚴(yán)重，油井產(chǎn)能較低，注水見效程度整體較差，區(qū)塊強(qiáng)化注水以來，地層壓力不斷回升，油井壓力保持水平已達(dá)到85%以上，但單井產(chǎn)量仍然較低。為了探索提高單井產(chǎn)能的途徑，進(jìn)行了

29、8口井暫堵壓裂引效試驗(yàn)（表10）。有效率100，施工后平均日產(chǎn)液由措施前2.18 m3上升到措施后5.95 m3，日產(chǎn)油由措施前1.7t上升到4.10t，含水保持穩(wěn)定。平均日增油1.94t，累計(jì)增油1615.94t，增產(chǎn)幅度達(dá)117%，效果十分明顯。表6-2 暫堵壓裂單井效果統(tǒng)計(jì)表井 號措施日期措施前措施后目前有效天數(shù)（d）累計(jì)增油 （t）平均日增t/d備注液量(m3/d)油量(t/d)含水(%)液量(m3/d)油量(t/d)含水(%)液量(m3/d)油量(t/d)含水（%）H5-28200207052.722.242.54.14 3.16 9.0 3.64 3.02 1.2 160 155.

30、28 0.97 繼續(xù)有效H8-29200207161.821.473.76.32 4.77 10.2 4.14 3.42 1.7 167 513.39 3.07 繼續(xù)有效H10-29200207161.971.575.15.26 3.74 15.4 4.09 3.28 4.5 146 318.53 2.18 繼續(xù)有效H5-30200211131.971.631.710.72 7.52 16.4 6.75 5.46 3.7 47 194.92 4.15 繼續(xù)有效H7-30200211222.31.872.95.42 4.23 7.1 5.07 3.98 6.5 39 60.88 1.56 繼續(xù)有

31、效H9-30200208252.151.668.15.61 3.68 21.9 4.76 3.31 17.2 127 241.73 1.90 繼續(xù)有效H7-27200211302.41.934.26.27 3.72 29.4 4.22 2.95 16.8 31 31.48 1.02 繼續(xù)有效H11-29200209012.121.1436.13.90 2.27 30.6 4.00 1.97 41.4 115 99.73 0.87 繼續(xù)有效平均2.181.785.954.1184.63.4212832 1615.94 1.94 13H8-29井1996年7月投產(chǎn)，初期產(chǎn)能4t。此后產(chǎn)量持續(xù)下降，

32、1999年下半年以來，產(chǎn)量一直在較低水平運(yùn)行，平均產(chǎn)量1.4t/d。對應(yīng)2口注水井進(jìn)行強(qiáng)化注水，措施前加強(qiáng)注水已經(jīng)3年，累計(jì)注水量達(dá)到11萬m3，但該井見效不明顯，產(chǎn)量只有1.47t/d，壓力保持水平90%。選用暫堵壓裂技術(shù)作為該井改造手段。2002年7月施工，壓裂后日產(chǎn)油上升到6.6t，目前已生產(chǎn)167d，含水保持在10%以下，累計(jì)增產(chǎn)原油513.39t，平均日增3.07t，增幅209%。生產(chǎn)時(shí)間，年/月日產(chǎn)油，t圖7 8-29井重復(fù)壓裂施工曲線壓力，MPa時(shí)間，min圖8 8-29井生產(chǎn)曲線壓裂同時(shí)在侯530井上進(jìn)行了抽汲排液試驗(yàn)。該井措施前產(chǎn)液1.97 m3/d，產(chǎn)油1.63t/d。11

33、月10日壓裂，加砂34m3，入地液量108.6 m3，抽汲排出液量121.2 m3，排出程度112。下泵后初期日產(chǎn)油10.04t，目前日產(chǎn)油5.46t，已生產(chǎn)47d，平均日增產(chǎn)4.15t，增產(chǎn)幅度比下泵排液井要高。6.3.3非均質(zhì)高滲帶側(cè)向低產(chǎn)井壓裂引效杏1612井位于井網(wǎng)側(cè)向位置，投產(chǎn)后產(chǎn)量一直在3.00t左右，沒有明顯的見效過程。2002年測得油層靜壓12.42MPa，流壓0.47MPa。根據(jù)該井物性好、油層厚、隔層較發(fā)育的特點(diǎn)，工藝上采取了一套管柱分層暫堵壓裂，長62和長63分別加砂18m3和28m3，壓裂后日產(chǎn)液由措施前3.45 m3上升到措施后7.8 m3，日產(chǎn)油由措施前2.84t上升到6.08t，含水保持穩(wěn)定。平均日增油3.02t，累計(jì)增油289.70t。另外，進(jìn)行分層暫堵壓裂的坪39-22井施工后平均日增油高達(dá)3.74噸，增幅400，高于其他井的增產(chǎn)水平。從2002年暫堵壓裂推廣使用情況來看，壓裂后下深井泵排液井吐砂較嚴(yán)重，特別是侯市區(qū)塊東部，生產(chǎn)后砂升快，檢泵頻繁，影響了壓裂效果。而抽汲排液井則不存在這一現(xiàn)象。6.3.4裂縫形態(tài)監(jiān)測14圖6-3 分層壓裂管柱示意圖利用無源地震法在暫堵壓裂施工時(shí)對裂縫形態(tài)進(jìn)行檢測。下面是侯市區(qū)施工兩口