安塞油田老井混合水压裂技术试验

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1、安塞油田老井混合水压裂技术试验摘要：安塞油田属特低渗透油藏，随开发时间推进，出现部分老井低液面、低流压、产量递减率增大等开采难题。如何进一步在已经开发的低渗透油藏进行挖潜，是急需解决的技术之一。本研究针对该情况探索形成混合水压裂工艺试验方案，方案实施后取得了良好的效果。关键词：安塞油田、低渗透油藏、混合水压裂、工艺试一、混合水压裂试验思路安塞油田为一典型岩性圈闭的特低渗透油藏，由于该油田地层微裂缝发育，且油井投产时基本采取水力压裂方式，岩性中长石含量高，岩石脆性较强，易破碎，为混合水压裂提供了天然条件。近

2、年随着开发时间的推进，出现部分老井低液面、低流压、产量递减率增大等开采难题［1］，本研究探索具有安塞油田特色的老井混合水压裂技术。主要采用大液量、大排量的施工参数，形成较大的缝内净压力；再通过滑溜水与冻胶的交替注入，其中低黏滑溜水注入有效沟通天然裂缝，形成裂缝网络，冻胶携砂注入，形成有效支撑；通过形成复杂的缝网系统，增加改造体积，提高单井产量。二、拭验井筛选以地层能量为基础，根据储层物性、开发现状，主要选择：低采出程度（采出程度彡20%）、初期改造程度低（加砂强度彡1.2m3/min）和多油层油井三种类型

3、试验。同时，为防止沟通水线，造成含水大幅上升，试验井均选取裂缝侧向或水驱侧向井。1.压裂液体系优选由于低黏度压裂液流体黏滞力小、摩阻低、导压性能好，能更容易进入微裂缝，开启并沟通更多的天然裂缝，有利于提高改造体积SRV。因此，混合水压裂液体优选滑溜水+交联胍胶复合型液体。并根据液体类型及其作用分为3个阶段：第一阶段通过滑溜水开启天然裂缝；第二阶段通过基液扩大天然裂缝开启程度；第三阶段通过交联液增加主缝近井地带导流能力。2.施工参数在大排量压裂的同时加大液量，才能起到迫使裂缝向深部延伸的作用，并最终形成缝网

4、。排量：由净压力与排量关系，对于长6储层，其排量大于6m3/min以上，形成的裂缝网络更宽，泄流体积更大，因此可通过进一步提高施工排量来获得更高的净压力［2］。为了确保施工达到排量，在压裂时采取光套管压裂；对套管试压不合格井，采用広88.9mm油管压裂加配套封隔器压裂，满足6m3/min施工排量要求。液量：砂比控制在15%以内，单井压裂液量260-300m3以上。三、现场应用效果按照“多点试验，总结经验，逐步推广”的思路，优选杏河区块为重点，并向王窑、侯市等区块扩展，2013年共试验了混合水压裂复压改造2

5、4口井，措施后油井令油效果明显，单井日令油2.15t，最早实施的杏18-16井生产有效期140天，目前日增油仍有3.40to结合油藏基础规律以及影响人工裂缝的关键地质参数研究，认为安塞油田老区块混合水压裂形成了一定裂缝带上的缝网系统，能有效的扩大裂缝网格，增加泄油面积的作用，但不改变裂缝方位。1.初期改造程度低油井杏河中部7口井裂缝区地层能量高，平均油层厚度16.7m，部分油井初期改造程度低，动态虽然较好，采用混合水体积压裂，措施增油空间较大，单井增油达到4.0t。杏18-12为杏河中部裂缝侧向井，199

6、6年8月投产，投产后产量、含水保持平稳，由于该井初期改造程度小，本次采用6.0m3/min混合水体积压裂，措施后日产液、日产油恢复到历史生产高点，目前已生产90天，日产油水平仍保持较高，曰产液8.68m3，日产油6.74t，含水7.5%，日增油2.95t，累计增油261t。2.采出程度低油井针对采出程度低，地层剩余油丰富井，开展混合水体积压裂，能增大裂缝泄油面积，提高油井采油速度。杏75-01位于杏河中部单采长63层，投产于1997年，初期日产液6.89m3,日产油5.18t，含水10.0%，2011年5

7、月产量开始下降，采出程度5.49%，地层剩余油丰富，本次该井采用6m3/min排量施工，压裂过程压力平稳。措施后日产液2.59m3,日产油2.02t，含水7.0%，日令油l.OOt，累计令油157to1.多油层油井针对多油层发育油井，采取增大改造参数，能提高改造效果。杏16-14杏河中部裂缝侧向井，2005年投产，开采长62、长63层，采出程度13.2%，低于周围井平均水平25-30%,累产油8571t,邻井杏16-15压力较高。此次压裂加砂48m3,排量8m3/min。措施后提液增油效果明显，目前日产液

8、5.48m3,曰产油4.28t,含水7.0%,日增油3.16t。四、结论与认识L通过对安塞油田老井开展混合水体积压裂试验，在大排量、大液量、低粘度液体共同作用下，扩大了裂缝的改造规模，取得了好的增产效果，表明安塞油田油层储层脆性组分含量较高，有利于混合水体积压裂，该工艺是一种有效的增产手段。2.部分井提液幅度小，增产效果差，裂缝形态基本沿着老缝延伸，需开展封内转向+混合水压裂、定向射孔+混合水压裂技术联作，控制主裂缝长度，增加