新民油田低渗透油藏压裂技术研究

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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。

6.改造规模评价

投产压裂、二次压裂及三次压裂加砂强度与增油效果存在相关性：随压裂次数的增加增产效果呈变差的趋势，而要保持较高的增产水平，强度应相应增加，但强度增大到一定程度后增油水平提升并不明显，存在一个经济合理的改造强度与增油关系区间：初次改造强度1.0～1.5；二次改造强度1.3～1.8；三次改造强度2.0～2.5。

二、压裂技术认识和突破

1.应用剩余油研究成果，实现高效压裂挖潜

通过落实储层构造，砂体发育与展布，孔渗饱物性参数，确定了分层静态地质储量，结合水驱运动规律，注采动态反应，分层产能评价，确定分层注入产出状况，通过研究砂控、相控、井网控剩余油分布规律，确定剩余油类型及挖潜方向。综合利用剩余油研究成果在民9区块部署7口压裂井，平均单井增油达到325t。

2.优化人工裂缝参数设计，提升储层改造控制能力

应用FracproPT软件优化设计，模拟裂缝剖面，根据试验效果，结合历史措施情况不断修正拟合，形成不同区块不同储层最优剖面设计，实现压裂裂缝高导流能力。通过裂缝优化设计，实现增油和控水的双重目的，近年压裂300口井，没出现水淹井。

3.完善发展配套技术，提高压裂增油水平

3.1低砂比造长缝压裂，改善有效驱替体系，提升单井产能

针对地下井网不完善、发育薄差、基础井网不见效三类储层实施低砂比压裂，砂比

3.2研究转向压裂技术，提升重复压裂水平

随着开发的逐渐深入，重复压裂成为油田措施挖潜的主体。但由于地应力作用，历次压裂产生的裂缝形态基本相同，没有形成新的泄油通道或面积，随着改造次数的增加，增产效果明显下降。需研究造新缝压裂技术。

压裂裂缝监测表明转向压裂在新民油田具有较高的可靠性，2007年来用测斜仪、电位法监测6口井，投暂堵剂后裂缝都发生了偏转，平均偏转24.5°，可靠性较高，能适应需求。

三年来采用中间投暂堵剂转向压裂技术施工100口井，单井年增油达150t，比常规压裂高20t。转向压裂不仅能有效疏导老裂缝提高其导流能力，同时能形成新裂缝，有效提高近井地带的导流能力。

3.3区块整体压裂，提升区块产能

新民油田属于低孔、特低渗油藏，即使采用212*106米小五点密井网开采，驱替体系仍难建立，开发中表现为注水井注不进、欠注，油井产能发挥差。针对这种情况对区块同一套层整体压裂，通过建立地下微裂缝的方式改善注采关系，促进区块注水见效，提升低渗透油藏区块开发效果。

2011年来整体压力3区块，压裂30口井，单井年增油达156t。

3.4压裂工艺配套技术

根据地层压力与地下存水率回归关系，估算地层压力范围与压裂时机，超前注水培养，优选压裂时机。合理控制流压，减缓压后递减，保持井底流压在饱和压力以上，防止由于井底流压过低原油脱气影响产量。规模实施压后快速返排，缩短压裂液在地层的滞留时间，减少污染，返排率保持在15%以上。

三、增产效果

1.增油水平得到较大提升

通过深化剩余油认识，不断优化参数设计，精细压后管理，2011年来压裂平均单井增油水平始终保持在135t以上，与正常水平110t比，提高15t。（见图1）

2.取得明显经济效益

通过规律评价，优化施工强度，强度由2008年前的2.9降到目前的2.0以内，单井砂量减少3.4方，压裂单井费用得到有效控制，投入产出比达到1：3.5，取得明显的经济效益。

四、结论

1.效果评价与机理认识相结合可以明确挖潜方向和对策。

2.选井选层与剩余油研究结合夯实了高效挖潜基础。

3.参数设计与水驱特征相结合能有效提升储层改造控制能力。

4.强化系统评价、全程控制、压后管理能有效提升压裂增产水平。

参考文献

[1]罗平亚.保护储集层技术.北京.石油工业出版社，1993.

[2]王鸿勋.水力压裂原理[M].北京：石油工业出版社，1987.

[3]王鸿勋，张士诚.水力压裂设计数值计算方法.北京：石油工业出版社，1987.

作者简介：黄河浩（1978-）男，汉族，吉林松原人，工程师（现在职称），主要从事油田开发工作。