底水油藏重复压裂适应性评价

姜方琴 陈珉 余琦昌(长庆油田采油一厂，陕西 延安 716000)

近年来，为了提高单井产能，缓解递减趋势，近年来先后对不同类型、不同含水级别的油井开展了以重复压裂为主要方向的进攻性措施，改善近井地带一定范围内的地层渗流状态，实现引效增产，并取得了一定成效。本文主要就该区同种措施不同效果的油井进行分析对比，筛选适合底水油藏合理的重复改造措施技术，为下步措施选井提供一定依据。

1 重复压裂措施效果

1.1 重复压裂目的及增产机理

1.1.1 经过初次压裂的井，在生产过程中支撑剂破碎或失效，裂缝导流能力下降或闭合，造成油井产能下降。

1.1.2 投产改造程度低，注水开发后见效缓慢，影响油井产能。

1.1.3 随生产时间延长，部分油井出现堵塞现象，油井产能下降。

增产机理:提高导流能力，扩大泄油面积

1.1.4 加大压裂规模，恢复并改善老裂缝，提高裂缝缝长；

1.1.5 通过加入暂堵剂，沟通微裂缝并产生新裂缝。

1.2 措施工艺及原理

某区开发时间较早，为了保证老井持续稳产，从2002年开始先后开展了酸化、暂堵、水力、控缝高等重复压裂增产试验，随着对底水油藏的认识更加深入，不断完善措施工艺体系，重复压裂技术经历三个阶段演变，即探索试验阶段、技术储备阶段、成熟应用阶段，并取得了一定的效果。

1.3 措施效果

某区现已进入中、高含水开发阶段，为稳产先后经历了常规复压、大型复压、层内暂堵三个阶段，常规压裂工艺对于低含水井效果较好，对于中高含水井，压裂后含水上升后明显，增油效果较差。截止目前共实施重复压裂22口，措施有效井10口，有效井平均单井日增油在1.4t/d以上。

改变相渗压裂措施有效率明显高于其他压裂类型，最大程度控制措施后含水上升，提高增油效果，该工艺选取了改变油水相对渗透率的稳水增油改进剂（RPM）作为控制剂，较好的起到了控水增油的效果。

从10口有效重复压裂实施效果可以看出,这10口井初期产能较高、油层段较厚（＞9m）、射孔段与水层间的夹层厚度在1.4-3.4m之间，通过压前优选井层，优化压裂设计，压裂措施后，有效地改善了地层的渗流能力，日增油明显增加。

2 影响重复压裂效果主要因素

2.1 地层压力

目的井地层压力保持水平，是压裂增产的能量基础。近两年通过对高采液强度井组加强注水，某区地层能量稳步上升，边部压力低，井网内趋于合理。

某区原始地层压力7.65MPa，根据近三年的重复压裂井的效果看，有60%的井地层能量充足压裂后增油效果较好。认为地层能量充足是确保措施后增油效果理想的前提，即地层压力在7.26MPa以上（压力保持水平≥95%），效果较好。

2.2 储层改造规模

措施工程中，施工工艺参数合理，底水油藏压裂改造应遵循“小砂量、小排量、低砂比”的改造模式，即:施工排量应控制在1.0m3/min；加砂量在9m3；砂比25%左右。

综合上述分析认为:改变相渗压裂在油田开发中起到了重要的作用，该措施选井是关键，优选地层能量充足、初期产能高、改造程度低、底水不发育、夹层厚度不宜过小（大于1.5m）、液量下降明显、含水较低（<70%）、压裂间隔时间长且具有一定增产潜力的油井进行复压，且二次改造参数大于初期改造程度，达到提高单井产能的目的。

3 主要认识及结论

根据近几年重复压裂的现场实施效果，主要取得以下认识:

3.1 底水油藏在重复压裂改造过程中，在选井时应注意选择地层能量充足，初期产能高、底水不发育、位于构造高点、同时射孔段与底水层之间厚度较大，其裂缝高度容易控制在储层内，压裂间隔时间长措施后不易引起底水上窜、与周围邻井对比产液量低，累计产出量低的井，具有较好的增产潜力。

3.2 从历年措施施工参数及效果看，应遵循“小砂量、小排量、低砂比”的改造模式，即:施工排量应控制在1.0m3/min；加砂量在9m3；砂比25%左右，防止裂缝过度延伸沟通水线，导致措施后含水大幅上升，措施无效。

3.3 某区近年来含水逐渐上升，中高含水井措施控水难度加大，长期注水难以起到效果。改变相渗压裂能够实现控水增产的目的，为今后治理高含水井，提高采收率提供了一个措施增产技术手段。

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