探索老井重复压裂施工技术特征

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【关键词】老井重复压裂技术效果

【摘要】分析了萨中油田重复压裂措施改造效果日益变差的现状，结合精细地质研究成果，在分析重复压裂井失效原因的基础上，通过合理选择压裂井层和压裂时机，完善重复压裂井施工工艺，现场应用效果显著，为今后重复压裂井改造提供技术支持。

萨中油田特高含水期，随着措施改造程度的不断提高，可选井层物性条件日益变差，重复压裂井数越来越多（占年压裂井数的24%）。目前，基础井网压裂井数比例达86.76%，压裂厚度达74.5%；调整井网压裂井数比例达84.5%，压裂厚度达80.3%；高台子油层压裂改造井数比例达95.6%，压裂厚度达84.5%。而压裂措施效果也在逐年降低，单井初期日增油由6.4t降到5.1t；单井累计增油由以前的1046t降到600t以内。因此，提高老井重复压裂措施效果对油田的可持续发展变得尤为重要。

一、原缝压裂失效机理

以往原缝重复层压裂措施有效率为40%左右，有效井压后初期平均单井日增油仅为平均压裂井增油效果的1/3，平均有效期只有3个月。分析原因有五个方面。

（1）压裂选井选层不合理。对井层认识不准，压裂层段物性差、地层能量低或注采不完善导致压后低效和高含水；

（2）二是压裂时机选择不当。改造时间相对超前，上次增产改造未得到充分发挥，改造时间滞后，不能及时接替产量，造成增油量的损失；

（3）三是施工规模和砂量不够。由于重复压裂裂缝长度、砂量不足，原裂缝未能得到有效扩展，裂缝导流能力变化不大，原裂缝内石英砂破碎产生的堵塞不能得到解除；

（4）支撑剂镶嵌到裂缝壁面，减小了裂缝宽度，使导流能力下降，其影响达到20%以上；同时对裂缝壁面产生压实作用，加大了地层流体进入裂缝的渗流阻力；

（5）化学结垢和沉积引起堵塞。此外，胶质、沥青等重质烃组分沉积也将堵塞裂缝及附近地层。

二、重复压裂措施效果技术

2.1压裂井选井选层技术

（1）油井必须具有足够的剩余储量和地层能量。一般油井静压应在7MPa以上。

（2）有足够的地层系数。地层系数过低，地层供油能力弱，必须加大施工规模，增加裂缝长度；地层系数过大，必须有很高的裂缝导流能力，宜采用端部脱砂压裂技术。一般要求kh>0.5×10-3μm2。

（3）优先选择前次压裂由于施工原因造成施工失败（如早期脱砂）井；前次改造规模不够的压裂井；前次改造对裂缝支撑不够的井；改造后支撑剂破碎的井。

（4）选井要注意井况，应选择套管状况及强度具备条件，最好距边底水、气顶有一定距离，有较好遮挡层的井层。

（5）用模糊识别原理进行定量选井选层。模糊识别原理的应用综合权衡各种因素，得出理想压裂井层的特征参数，计算出重复压裂井层的欧氏贴近度。欧氏贴近度数值与重复压裂有效期呈正比关系，其中萨尔图油层欧式贴近度应高于0.58，高台子应高于0.5，葡萄花应高于0.6。

2.2重复压裂时机的确定

压裂投产后油气井的生产特征一般分为3个阶段。

（1）线型流阶段。此阶段原油从支撑裂缝前缘流向井筒，为压后高产阶段，不过产量下降较快。

（2）拟径向流阶段。此阶段原油一方面从支撑裂缝前缘流向井筒，另一方面也从裂缝两侧基岩流入井筒。此时产量已低于第一阶段产量，但生产能力仍高于油层未经过压裂改造前的产量，此阶段产量较稳定。

（3）径向流阶段。此阶段支撑裂缝已失去了高导流能力，生产能力已恢复到压前水平。压裂井经过线型流、拟径向流直至径向流，增产期即告结束，此时，原油处于经济生产下限，应考虑重复压裂。

（4）重复压裂间隔时间确定

统计以往压裂井措施效果，其增液有效期一般在16-20个月之间，拟径向流阶段在压后4到20个月之间。根据压裂裂缝失效时间一般在2年左右和达到径向流阶段时间20个月，确定复压时间间隔为22个月以上。此外，用压裂模拟软件和油藏模拟软件对重复压裂后日增油量与复压前地层压力系数的关系进行模拟发现，当复压井层压力系数为0.7～1.3时，是获得复压效果的最佳区间。

2.3重复压裂施工工艺优化

（1）压裂液的优选。针对重复压裂井层低压、低渗的特点，为减轻压裂液的伤害，全部应用残渣为134mg/l的低配比胍胶压裂液，其流变性、滤失性能均能满足指标要求。此外，对于修后压裂、污染严重和地层压力相对低的井应用高效助排剂提高返排率，最大限度降低压裂液污染。

（2）压裂工艺的优化。①原缝改造工艺。原层段压裂改造针对初次压裂施工规模和效果，采用增大压裂施工规模和高砂比，通过延长裂缝长度和提高导流能力保证措施效果。②层段内压开新裂缝。对于层段性质差异较大，或部分层含水高的井，采取暂堵压裂工艺封堵原层段，压开中低渗透层；对非均质厚油层，通过补射非主力油层和层段重新组合，压开新裂缝提高储量动用程度。③酸洗裂缝。对于低渗透井层（平均单层渗透率51X10-3um2）采用酸洗裂缝工艺提高和恢复裂缝壁面的导流能力，解除由于镶嵌、压实堵塞产生的伤害。

三、现场试验

截至2008年底，累计重复压裂施工59口井，平均单井射开砂岩厚度13.3m、有效厚度4.3m。初期平均单井日增液38.7t，日增油6.2t，有效率91.5%。2008年以前压裂的55口井平均有效期已达16.4个月，平均单井累计增油1769t。

（1）原层段原缝改造。原层段原缝压裂改造28口井、75个层，平均单层射开砂岩3.9m，有效1.1m，平均单层加砂量由原来的6.7m3提高到8.6m3（增加幅度28%），加砂半径由原来的26.3m提高到29.9m（增加幅度13.7%）。压后平均日增液35.7t，日增油6.5t。到目前平均有效期为16.9个月，平均单井累计增油1974t。

（2）层段内压开新裂缝。原层段开新缝27口井77个层，平均单层射开砂岩3.58m，有效1.67m，平均单层加砂量由原来的6.5m3提高到7.9m3（增加幅度21%），加砂半径由原来的25.9m提高到28.7m。单缝加砂量由原来的4.5m3提高到6.1m3（增加幅度35%），加砂半径由原来的22.3m提高到25.3m（增加幅度10.8%）。压后平均单井日增液41.7t，日增油5.9t，到目前平均有效期为15.8个月，平均单井累计增油1558t。

（3）酸洗裂缝。酸洗裂缝6口井19个层（其中原层段原缝酸洗4口，原层段开新缝酸洗2口），平均单层射开砂岩4.3m，有效1.1m。层段渗透率最高110×10-3μm2，平均单层渗透率仅为47×10-3μm2，措施后初期平均单井日增液35.8t，日增油5.3t。平均单井已累计增油1181t，平均有效期已达13.7个月。

四、结束语

石英砂破碎率逐渐增加、支撑剂镶嵌到裂缝壁面以及微粒运移引起堵塞都可以减小了裂缝的渗透率，使导流能力下降，重复压裂井的井层优选和压裂时机确定是提高措施效果重要影响因素。原缝重复压裂改造应优化施工参数并适当增加施工规模，以确保措施效果和获取较高的经济效益。对于低渗透井层或污染严重的井层，可采用酸洗裂缝工艺和应用高效助排剂，解除由于镶嵌、压实堵塞和压裂液污染产生的伤害。

参考文献：

[1]陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社，2002.