直井缝网压裂改造技术在低渗透油田中的应用

李鸿飞

摘要：对于低渗透油田为储层物性差的致密油藏，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，注不进采不出问题突出，油井受效差，单井产量低，制约着油田的有效开发，如何经济有效动用这些区块成为亟待解决的问题。本文分析总结了油田直井缝网压裂实施效果和认识，搞清了不同储层、不同缝网规模以及不同注水政策对单井产量变化规模的影响，明确了直井缝网压裂技术的推广潜力，为特低渗透油田开发调整起到指导作用。

关键词：低渗透油田;有效驱替;直井;缝网压裂

随着油田的深入开发，低效区块逐渐增多，特别是特低渗透致密储层开发效果逐渐变差，目前常规技术开发效果不明显，如何建立有效驱替，提高单井产量，改善区块开发效果是这些油田亟待解决的问题。区块进行了重复压裂试验，仅依靠单一的压裂主缝很难取得较好的压裂效果，有效期短，效果不理想。近年来，特低渗透致密储层开展了直井缝网压裂试验，提高了单井产能，取得了较好的效果，新的压裂技术和开发调整技术的进一步结合，有望成为外围油田提高储层动用程度、提高单井产量、控制递减的有效方式。

为此，优选了储量基数大、开发效果差的A区块低渗透油层进行先导性直井缝网压裂试验。通过直井缝网压裂技术大排量、大液量施工，压开复杂的网状裂缝，扩大裂缝波及体积，提高储层渗流能力，将井与井之间的驱替转变为井与缝网之间的驱替，缩短注采距离，实现有效驱替。在试验取得较好效果的基础上，开展直井缝网压裂扩大试验。

1.缝网压裂

随着油田的开发，油田已经进入中高含水期，而新投产井地质条件也越来

越差，保持稳产越来越难，压裂成为实现油井增产增效的主要措施之一。但是随着措施井数的逐年增多，可供压裂的潜力井越来越少，而且井层条件变差，增油效果也在变差，因此必须精细措施挖潜，拓展选井选层空间，优化压裂工艺，提高增油效果。

1.1缝网压裂的机理

在水力压裂过程中，当裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石

的抗张强度之和时，容易产生分叉缝，多个分叉缝就会形成“缝网”系统。其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位，最终形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，这种实现“网状”裂缝系统效果的压裂技术称为“缝网压裂”技术。

1.2缝网压裂与常规压裂对比

常规压裂形成的裂缝单一，渗流面积小，只扩大了井控面积;缝网压裂可以形成多条裂缝，扩大泄油面积，降低储层渗流阻力，提高渗流能力，改善开发效果。由于缝网压裂要求井厚度大、施工规模大、现场要求高、施工费用高，仅在C油层试验中开展，无法在厚度薄的A油层中开展。因此借鉴常规压裂和缝网压裂优点，在适合常规压裂的井施工中提高排量，加大施工规模，开展小规模缝网压裂，改善开发效果。

2.区块开发状况

油田A区块投产以来，虽然不断加强注水调整，但受储层物性差影响，目前井网条件下难以建立有效驱替体系，主要表现在一下几个方面：一是受储层物性影响，区块注水受效差，低效、无效注水比例高，无效注水比例高达40%。二是油井受效差，单井产量低，常规增产增注措施效果差。A区块投产初期单井日产油2.0t，目前日产油仅0.4t，受效井比例38.2%，地层压力9.55MPa，长关和低效井占油井总数的48.2%。为了改善开发效果，开展了重复压裂，效果较差，有效期仅7个月左右，平均单井累积增油230t。

3.直井缝网压裂方案设计

根据油田目前井网现状及存在的矛盾，确定试验区直井缝网压裂的总原则是：以建立有效注采驱替系统为核心，利用现有井网，结合大规模压裂技术，通过大排量、大液量压裂施工，增加裂缝与储层接触面积，减少液体向裂缝中的渗流距离和阻力，提高单井产量，延长措施有效期;纵向上兼顾非主力油层，根据应力及岩性遮挡条件优化压裂层段，对隔层小于3米层进行合压，最大程度提高各类储层动用程度。

综合考虑试验区储层发育状况、注水状况及工厂化施工要求，确定井区优选原则：

一是为保证试验效果，优选储量丰度高，有一定储量基础;

二是试验井周围水井满足注水条件，便于后期注水能量补充，同时井区油井受效差且无见水井，降低大规模压裂后见水的风险;

三是试验井尽量集中，满足工厂化施工要求，降低试验成本。综合以上因素，优选台A和茂A井区进行直井缝网压裂试验，通过压裂改造，提高单井产量。

A区块根据油田最大主应力方向以及人工裂缝监测结果，同时考虑井区断层走向，最大主应力取NE80°，计算100-300m半缝长条件下压裂后驱替井距均在有效驱动井距以内。为扩大压裂后缝网控制面积，提高储层动用程度，设计压裂半缝长300m，微縫延伸宽度为200m，压裂后距离近端水井驱替井距为72m;距离远端水井驱替井距为136m，使压裂井与周围所有注水井（2口注水井）均能建立有效驱替。

4.直井缝网压裂效果

统计先导性实施2口井，压后初期单井日增油4.2t，目前单井日增油1.1t，单井累积增油1086t。在先导性试验取得较好效果的基础上，开展了扩大试验，共实施老井直井缝网压裂5口，压后初期单井日增油4.0t，目前单井日增油3.1t，单井累积增油810t。

5.直井缝网压裂试验认识

从压裂实施效果看，取得了以下三点认识：

一是与常规压裂对比，注水开发井区缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.5和8.1倍，投入产出比高。

二是形成的缝网未达到设计规模，缝网形态与储层物性有关。从井下微地震监测结果看，缝长达到设计规模，缝宽小于设计规模。二是压裂后增加新的产液层，主力层贡献比例大。缝网压裂前仅主力油层产液，压裂后增加新的产液层，压前主产层液量增加幅度较高;生产一段时间后，储层较差层基本不产液。

三是物性好、吸水好的储层能够持续产液。从注水井连续三次产液剖面看，物性好、连通水井吸水好的层产液保持较高水平。

6.应用前景

目前油田每年有上百口井进行压裂增产改造，试验区可实现油层经济有效开发，将为全面动用低渗透油层提供有力措施，能够使探明未动用的上亿吨储量得到有效经济动用，为全面开发低渗透油层提供技术保障。

7.结论与认识

（1）地应场的矩形井网、裂缝参数的一体化研究，为特低渗透油藏井网优化设计提供了依据和手段。

（2）与常规压裂比直井缝网压裂增油效果明显，A区块低渗透油层直井缝网压裂初期单井增油强度、累计增油量分别提高到3.8和8.7倍。

（3）直井缝网压裂微地震监测结果显示，人工裂缝规模较方案设计小，下步有必要进一步优化压裂施工参数，使压裂缝网规模达到方案设计要求。

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