混合水体积压裂在姬塬油田L27C4+5油藏中的应用

刘智伟 徐 凯 郭 雄

（长庆油田公司第八采油厂樊学作业区，陕西 西安 710021）

一﹑L27C4+5油藏开发现状

L27C4+5油藏于2009年投入规模开发，主力开发层系为局部发育含油面积43.96km2， 地 质 储 量 1644.54×104t，油层有效厚度15.8m，地质储量采出程度4.11%，有效孔隙度11.22%，渗透率0.67*10-3μm2。

目前油井总井数328口，油井开井数309口，井口日产液640.23方 ，井口日产油276.39t，平均单井产量0.89t，综合含水53.0% ，平均动液面1550m，水井总井数107口，水井开井数95口，日注水平1781方，单井日注19方，月注采比2.41，累计注采比1.45。自投入开发以来日产液，日产油下降，含水上升。

二﹑混合水体积压裂技术研究与应用

（一）混合水压裂选井选层条件

研究结果表明，以下几项特征比较突出的储层，采用体积压裂有利于形成较大的裂缝网络，提高单井产量。

1岩石脆性指数大于35%。

2天然微裂缝发育多于2.3条/10米；

3地面气测渗透率≥ 0.1mD，孔隙度≥7%；

4储层含油性较好，含油饱和度≥30%；

5砂体较连续，油层有效厚度大，一般要大于15m；

6储层上部遮挡条件好，纯泥岩隔层厚度大于10m，砂泥岩隔层厚度大于15m。

（二）施工技术要求

1施工工艺

按照“体积压裂”理念，逐步扩大混合水压裂（单一）试验，适度开展裂缝暂堵+混合水体积压裂﹑径向钻孔+混合水体积压裂﹑直井多层+混合水体积压裂等工艺试验，提高压裂裂缝的复杂程度，沟通更多的天然裂缝，增加改造体积，提高单井产量和采收率。

2施工参数设计原则

（1） 边井施工参数设计：针对最小主应力方向上天然微裂缝不发育﹑侧向剩余油富集的特点，按照“三大一低”技术思路，实施大砂量﹑大液量﹑大排量﹑低砂比压裂，提高裂缝复杂程度。

（2）角井施工参数设计：针对最大主应力方向上天然微裂缝发育，水驱前缘易突进，主向井水淹风险大的特点，按照“一大两控一低”技术思路，实施大排量﹑控制砂量及液量﹑低砂比压裂，提高裂缝复杂程度的同时控制缝长，延长见水周期。

（3）生产过程中含水上升较快的井：适当控制压裂规模，对综合含水大于30%的油井，应适当控制缝长，延伸缝高，复压时以大排量﹑低砂量为主。若对应注水井累计注水量过大，应及时调整配注，采取温和注水。

（4）混合水压裂加砂规模应结合区块投产压裂﹑重复压裂加砂规模合理确定。

3压后排液要求

（1）压后应及时进行排液；

（2）采用抽汲方式进行排液时，要严格执行抽汲排液相关规定，定抽深定抽次抽汲，并对排出液体进行准确计量；

（3）压裂液返排率达到60%以上或见纯油3个班为合格；若地层产水时，其氯离子含量要求稳定3个班以上为合格。

（三）实施效果分析

1见效井分析

采油井Y44-63井砂体厚度20m，油层厚度12m，无底水，措施前日产油1.36t，含水16.5%，累积产油1308t，邻井Y42-61井2012年测试恢复压裂12.60MPa，压力保持水平88.2%。

2013年4月实施混合水体积压裂措施后，Y44-63措施增产效果明显，目前日产液6.84m3，日产油4.57t﹑含水20.5%，日增油3.21t，单井产量是措施前的近3.5倍。

2无效井分析

采油井Y44-57井砂体厚度8m，无底水，措施前日产油0.64t，含水14.6%，累积产油750t。邻井Y42-61井2012年测试恢复压裂12.60MPa，对应注水井累积注水1.7*104m3，预计压力保持水平＞85%。

2013年5月实施混合水体积压裂措施后，该井日产液4.47方，日产油1.5吨，含水60.1%，目前该井日产液3.01m3，日产油1.64t，含水35.1%，日增油1.00t，增油效果差。破压点不明显，说明造新缝较少，改造体积增加不理想，严重供液不足，该井为低液高含水，后期需对应注水井L52-57加强注水，合理补充地层能量。

结论

（1）混合水压裂技术目前仍然处于攻关试验阶段，需要深入研究影响混合水压裂改造效果的关键地质因素，加强L27C4+5油藏储层天然裂缝研究，加大岩石力学参数测试力度，为优化设计提供依据，确保工艺措施的针对性。

（2） 2013年，在L27C4+5油藏中开展了10口井混合水体积压裂措施，增产效果显著。单井日增油大于2t/d的井有7口，占总井数的78%，措施井平均日增油2.47t/d，达到其它增产措施的2倍。

（3）L27C4+5油藏储层天然裂缝较发育，岩石脆性指数较高，具备开展混合水压裂的地质条件。通过现场开展“大液量﹑大排量﹑大砂量﹑低砂比”的混合水压裂措施，有效增加了改造体积，达到了提高单井产量的目的。

（4）致密储层经体积压裂改造以后，建议及时控制放喷，并用高效深水抽子及时排液，提高返排率。

（5）选井条件：优选边井，（除角井之外都可以），油层厚度大于10米，地层压力保持水平85-110%，有过高产史或初期改造规模小。

（6）L27体积压裂井分区域对比分析，东北部X22区压力保持水平﹑储层物性好于南部X26区和南北部X10区，实施体积压裂措施后效果明显优于其他两个区域。下步将在X22区优选见水风险小的低含水侧向井集中连片实施，X26﹑X10区需加强注水补充地层能量，为后期培育措施潜力井。

[1]王启宇.鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组裂缝特征及成因[J].成都理工大学学报，2011，38（2）.

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[3]李宪文等.鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及实验[J].石油天然气学报，2013， 35（3）.