川口油田自1985年開始勘探，屬于典型的低滲、低壓、低產(chǎn)油田，油井無自然產(chǎn)能，必須壓裂投產(chǎn)。受低滲透因素影響，該油田開發(fā)動(dòng)態(tài)特征總體表現(xiàn)為投產(chǎn)初期產(chǎn)量遞減迅速，注入水方向性推進(jìn)明顯，易形成水線，水線側(cè)向油井注水見效程度差，油井處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，甚至存在“死油區(qū)”。位于水線以上的油井注水見效快，但容易造成高含水甚至水淹。
對(duì)于裂縫性油藏，當(dāng)裂縫長(zhǎng)度大于45米后，裂縫長(zhǎng)度對(duì)油井動(dòng)態(tài)的影響已不大，這是因?yàn)橛途a(chǎn)動(dòng)態(tài)除了與水力裂縫長(zhǎng)度有關(guān)外，還與裂縫導(dǎo)流能力、生產(chǎn)壓力等有關(guān)，因此，當(dāng)水力裂縫溝通一定量的天然裂縫后，裂縫長(zhǎng)度的影響已不是主要因素。對(duì)給定的油藏條件和天然裂縫分布，合理的水利裂縫半長(zhǎng)為45米左右。同樣對(duì)生產(chǎn)井和注水井都進(jìn)行壓裂，人工裂縫半長(zhǎng)分別為15米，30米，45米，60米，75米，導(dǎo)流能力為50μm2·cm，隨著裂縫密度的增加油井日產(chǎn)量、累計(jì)產(chǎn)量和注水量等都隨著增加，但相應(yīng)地水力裂縫長(zhǎng)度的影響卻越來越小。因此，對(duì)于網(wǎng)狀裂縫發(fā)育的地層，水力壓裂僅需要造很短的裂縫，只要溝通井底附近地層的天然裂縫就可以獲得很好的增產(chǎn)效果。在保證人工裂縫與天然裂縫溝通的情況下，人工裂縫的長(zhǎng)度與天然裂縫的密度關(guān)系不大，增加人工裂縫的長(zhǎng)度，只是增加泄油面積，由于基質(zhì)的滲透率很低，其增加的產(chǎn)量與天然裂縫的產(chǎn)量不在一個(gè)數(shù)量級(jí)上，因此由人工裂縫長(zhǎng)度帶來的增產(chǎn)量不明顯，由此可見，對(duì)含天然裂縫的低滲透油藏，必須進(jìn)行壓裂改造使人工裂縫與天然裂縫溝通，但無須壓長(zhǎng)裂縫，應(yīng)該壓寬短縫。
地質(zhì)概況
通過巖芯錄井以及鄰井砂體走向和沉積規(guī)律的認(rèn)識(shí)，我們將油層劃分為兩套開發(fā)層系，即：長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)61。在該區(qū)域長(zhǎng)4+5這個(gè)主要儲(chǔ)集層，面積約10平方公里，該層砂體雖然較薄，有效厚度10米左右，但物性較好，地層能量較大，壓后單井產(chǎn)量較高，是該區(qū)的主要層位。
西南部為低孔特低滲儲(chǔ)層。長(zhǎng)4+5孔隙度為8~14%，平均為10%，主要分布在6.7~13.4%，平均為10.5%。滲透率為0.15~7.42×10-3μm2，平均為0.96×10-3μm2。主要分布在0.53~2.6×10-3μm2，平均為1.45×10-3μm2。長(zhǎng)61孔隙度為7~12%，平均為9%，滲透率為0.15~7.21×10-3μm2，平均為0.79×10-3μm2。西南部井區(qū)主產(chǎn)層物性對(duì)比見表1。
長(zhǎng)61在該區(qū)域也發(fā)育一套厚度比較大的砂體，有效厚度15~27米之間，且物性較好。這兩套開發(fā)層系將是今后穩(wěn)產(chǎn)的主要區(qū)塊，目前正在該區(qū)實(shí)施分層注水。
西南部區(qū)域27口取芯井中，有9口井出現(xiàn)天然垂直裂縫，占全部取芯井的33%，砂巖中的裂縫一般為垂直裂縫，縫面傾角近90度，裂縫在垂直方向延伸0.2~0.3米，縫面較平整，寬2毫米左右。
研究方式
西南區(qū)域油井平均單井加砂24.1方，平均砂比35%，平均單井用液77方，排量2.5方/分鐘，全部使用凍膠壓裂，設(shè)備上使用1400型機(jī)組。
西南部注水區(qū)域內(nèi)共有注水井174口，注水層位為長(zhǎng)4+5，年注水量為46504.3方，累計(jì)注水量為710232.0方。采油井728口，年產(chǎn)原油 20384.9噸，累計(jì)產(chǎn)油447341.5噸，年產(chǎn)液量29507.4噸，累計(jì)產(chǎn)液687634.6噸，綜合含水15.6%，年注采比1.5，累計(jì)注采比1.0。采油速度為1.61%，采出程度為8.24%。2007年產(chǎn)油246000噸，綜合遞減率為12.4%。
西南部地層原始?jí)毫?.27兆帕，開發(fā)至今地層能量也嚴(yán)重虧空，目前注水區(qū)域地層平均壓力保持在3.2兆帕。
水力壓裂是油氣井增產(chǎn)、水井增注的一項(xiàng)重要技術(shù)措施，同時(shí)也是解決低滲透油汽藏開發(fā)的一個(gè)重要手段。作為油井增產(chǎn)改造措施，壓裂作業(yè)的效果取決于工藝技術(shù)的先進(jìn)性和適應(yīng)性。縫內(nèi)舊井新開寬短縫工藝技術(shù)研究是針對(duì)儲(chǔ)層試油結(jié)果與預(yù)計(jì)產(chǎn)出不符需重復(fù)壓裂改造和經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間開采產(chǎn)量下降的老井需在老縫中造新的情況，通過對(duì)儲(chǔ)層的含油性、物性、巖性、地應(yīng)力和微裂縫的綜合分析，根據(jù)油藏模擬和室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果，確定了縫內(nèi)舊井新開寬短縫技術(shù)思路和施工工藝，探索縫內(nèi)轉(zhuǎn)向的規(guī)律和特點(diǎn)，研究暫堵劑和壓裂液，開展了現(xiàn)場(chǎng)施工和效果評(píng)價(jià)。
舊井新開寬短縫是在壓裂液中加入油溶性暫堵劑，壓裂液將先進(jìn)入高滲層內(nèi)，暫堵劑沉積而封堵高滲層，使裂縫轉(zhuǎn)向，從而壓開低滲層。油井投產(chǎn)后，原油將暫堵劑逐漸溶解而解除堵塞，若高滲層為高含水層，暫堵劑不解封有助于降低油井的含水率。另外，應(yīng)用端部脫砂技術(shù)，就是對(duì)前置液進(jìn)行選擇，在造出一定的逢長(zhǎng)后，使前置液濾失完，這樣就會(huì)使前端的攜砂液脫砂形成橋堵，從而阻止裂縫進(jìn)一步延伸，繼續(xù)泵注高含砂濃度的攜砂液，裂縫只能向兩側(cè)擴(kuò)展，呈球型膨脹，從而達(dá)到增大裂縫寬度，提高裂縫導(dǎo)流能力，實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)目的。
川口油田以低滲儲(chǔ)層為主，目前是通過壓裂改造實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)，特別是老井老層經(jīng)過二次壓裂后效果越來越差，同時(shí)規(guī)模也越來越大，因此油田經(jīng)過一段時(shí)間的開采，使的原有裂縫控制的原油已經(jīng)接近全部采出，但是大部分油井在現(xiàn)有采出條件下尚有一定的剩余可采儲(chǔ)量，但是動(dòng)用程度已經(jīng)不高。為此要實(shí)現(xiàn)老油田經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)，就必須提高老油田的剩余采收率，而提高剩余采收率縫內(nèi)轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂工藝技術(shù)則是一條較好的有效手段。
為從根本上解決低滲透油田開發(fā)問題，我們?cè)谠囼?yàn)研究的基礎(chǔ)上，經(jīng)過工藝優(yōu)化配套，建立了以縫內(nèi)舊井新開寬短縫工藝為主導(dǎo)的低滲透重復(fù)壓裂新模式。它有效地在疏通原有人工主裂縫基礎(chǔ)上形成了新的支裂縫，溝通了“死油區(qū)”，擴(kuò)大油井泄油面積。
目前該區(qū)已進(jìn)人中、高含水期的開發(fā)階段，高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的難度越來越大，隨著油井開發(fā)年限和措施次數(shù)的增加，老井原有人工裂縫的生產(chǎn)潛能越來越小，單一的加大規(guī)模等重復(fù)壓裂技術(shù)已不能滿足油田開發(fā)增產(chǎn)穩(wěn)油的發(fā)展需要。因此，采用舊井新開寬短縫技術(shù)使裂縫轉(zhuǎn)向，壓開新縫，是老井增產(chǎn)的有效方法。
應(yīng)用效果
2007年上半年我們對(duì)該區(qū)域的舊井川41直井、叢124-11井、叢170-2井進(jìn)行舊井挖潛改造，川41直井原壓段587米-591米，二次改造壓段為612米-615米和619米-622米，施工開始加砂6方后，套管閘門大漏，懷疑封隔器爛，起出井下管柱發(fā)現(xiàn)封隔器完好，將25cm膠皮筒的封隔器換為50cm的，再次施工套管閘門仍然大漏，最后將封隔器提至兩次射孔段的上部，起泵壓裂套管閘門才不漏;叢124-11原壓段為758~760米、 763~765米、770~772米，二次改造壓段為786~788米，壓裂情況和川41直井相同;叢170-2原壓段為784~789米，二次改造壓段為800~802米，壓裂情況和川41直井相同，通過以上三口井的施工，充分說明該區(qū)域儲(chǔ)層內(nèi)存在天然微裂縫，而且微裂縫相對(duì)比較發(fā)育，在兩個(gè)壓段比較近的時(shí)候很容易壓穿，形成兩個(gè)小層之間的串通，在這種情況下，由于新壓段在原壓段的下部，填砂壓裂已經(jīng)不能夠滿足施工要求，而且用雙封隔器卡新壓段的辦法也不能滿足壓裂施工的要求，所以只能選擇把原壓段和新壓段都封住，施工過程中暫時(shí)封住張開的原壓段裂縫，進(jìn)而壓開新的壓段，形成新的裂縫。
2007年下半年我們?cè)谠搮^(qū)域選擇了四口產(chǎn)量極低的井和一口水井進(jìn)行舊井新開寬短縫壓裂試驗(yàn)，井號(hào)為：叢112-1、叢112-9、叢112-10、叢112-12、叢111-9，油井?dāng)?shù)據(jù)見表2。
對(duì)選擇的油井我們實(shí)施的是一塊一策、一井一策、一層一策。正是因?yàn)槲覀冡槍?duì)每口井的不同特性，把好脈對(duì)癥下藥，才使得壓裂油井顯示出了良好的增產(chǎn)效果。從施工效果看，新裂縫的產(chǎn)生對(duì)增產(chǎn)具有明顯作用。油井壓裂前后原油產(chǎn)量及含水率對(duì)比見表3。
從目前的施工數(shù)據(jù)和增油情況看，縫內(nèi)舊井新開寬短縫工藝技術(shù)的壓裂效果是明顯的，特別是重復(fù)壓裂中的轉(zhuǎn)向?qū)Ω吆诘牡蜐B油田開發(fā)具有重要意義，該工藝的使用并將成為低滲油氣田開發(fā)后期的增產(chǎn)挖潛的有效手段，具有很大的應(yīng)用前景。
常規(guī)重復(fù)壓裂技術(shù)增油效果差、有效期短、油井儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。該成果解決了老井的低產(chǎn)、低能、低采收率和見水時(shí)間短等問題。
這項(xiàng)技術(shù)創(chuàng)新性地提出并驗(yàn)證了采用舊井新開寬短縫技術(shù)，壓開新的水力裂縫以提高同井同層重復(fù)壓裂效果的新思路。項(xiàng)目效益潛力巨大：一是直接經(jīng)濟(jì)效益。二是可有效動(dòng)用常規(guī)壓裂技術(shù)不能動(dòng)用的儲(chǔ)量，提高采出程度約35%，并將為其他油田有效動(dòng)用特低滲透儲(chǔ)量提供新的研究思路
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