火烧山压裂技术及效果评价

中图分类号：TV452 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）16-0257-01

1.油田概况

火烧山油田位于准噶尔盆地东部帐北隆起带北端，为一南北走向东西不对称的短轴背斜。油田含油面积40.7km2，探明地质储量6741×104t。储层孔隙类型较多，有粒间孔、溶蚀孔、粒内孔、晶间孔和裂缝。主要孔隙为次生的粒间溶孔和粒内溶孔。

储层内裂缝发育，按裂缝密度排序，泥质粉砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩、细砂岩、中砂岩、泥岩依次减少。据取芯、试井和动态资料看，裂缝相当数量为显裂缝。

由此可见，火烧山油田是一个特低渗的裂缝性层状砂岩油田。

2.火烧山油田压裂工艺技术整体研究

火烧山油田属于裂缝性低渗透砂岩油藏，在十多年的油田开发实践中，针对油田地质特点，不断完善压裂工艺技术。该技术在火烧山油田的各个开发阶段，都起到了增产、稳产和减缓油田递减的作用，目前仍然是增产、稳产的主要手段之一。

2.1 压裂工艺措施效果分析

从2008年开发至2014年年底，老井共进行压裂措施292井次。年累积增产原油11.5×104t，措施成功率78%，单井均增油393t，年均有效天数148d（见表2-1）。

从压裂工艺方式上看，单井年均增油量由大到小依次排列为管柱分压、投球选压和普压（见表2-3）。管柱分压效果最好，其有效率高达84%，单井年均增油量为483t。

不同压裂工艺方式细分到小层上可以看出：H2、H3层分压效果较好，单井年均增油量分别为506t和645t，其有效率分别为83%和93%，其主要原因是这两个开发层系油砂体层数多，物性差异大

2.2 压裂工艺技术应用情况

火烧山油田自2003年以来，主要采用了以下压裂工艺技术：

（1）合层压裂工艺技术

该项压裂技术主要适应于油田开发初期、无水或低含水采油期。主要用于解除油层堵塞，提高油层导流能力，达到充分利用地层天然能量提高油井自喷能力的目的。

（2）选择性压裂工艺技术

包括投球选压和分层压裂两种技术。其原理是利用油层不同部位的特点，通过投入暂堵剂蜡球，对吸收能力大的高渗透层、启动压力低的高含水层进行封堵，迫使压裂液分流，从而在其它部位或层内压开新裂缝，以达到选择性压裂的目的。分层压裂技术主要适用于油田开发的中后期及剖面上物性差异大的储层。

3.压裂工艺设计优化研究

压裂工艺技术的发展依赖于对水力裂缝扩展的认识与控制，及其对裂缝方位的研究与应用。岩石力学参数影响或控制着水力压裂裂缝的几何形态、尺寸、裂缝方位等。

火烧山油田对H262和H263井进行了压裂裂缝监测。监测结果，H262和H263井压裂裂缝为垂直缝，裂缝延伸方向：H262井为121.84°，H263井为130.95°（以正北为零，顺时针方向为正）。

4.火烧山油田压裂工艺技术分层评价

4.1 H2层压裂工艺技术评价

H2层2003年至2014年底，老井压裂89井次，成功率为79%，年累积增油量为2.9×104t，单井年均增油为327t（见表2）。三种不同渗流介质储层的措施井次和成功率、有效天数、单井年均增油量由大到小，依次为微裂缝、显裂缝、隐裂缝发育的储层

造成这种现象的原因在于：

（1）显裂缝发育的低渗砂岩储层，由于裂缝发育，大部分裂缝中的油已被采出，并被水取代，但基质含油饱和度高，剩余油分布其中。

（2）油层能量是确定压裂效果的基础，H2层隐裂缝区中部有一个低压带，在该区域压裂井效果较差.

4.2 H3层压裂工艺技术评价

H3层2003年至2014年底，共压裂114井次，措施成功率为88%，年累积增油量为3.3×104t，单井年均增油为292t（见表2）。

H3层压裂效果统计：单井年均增油量最多的是分布在微裂缝区的井，隐裂缝区与显裂缝区的井相差不大（见表4-1）。但隐裂缝区措施成功率明显高于显裂缝区，为78%，微裂缝区压裂成功率则高达83%。单井年增油量大于300t的井有33%分布在微裂缝，37%分布在隐裂缝中，另30%分布在显裂缝中。

5.结论

（1）从压裂工艺方式上看，单井年均增油量由大到小依次排列为管柱分压、投球选压和普压H2、H3层分压效果较好。

（2）从压裂液体系看，从好到差依次为胍胶压裂液体系、田箐压裂液体系、原油压裂液体系。

（3）火烧山油田压裂整体效果最好是微裂缝区域，其次是隐裂缝区域和显裂缝区域，各区块的压裂规模主要由各区块的实际情况和重复压裂次数、压裂方式、裂缝长度、裂缝延伸的方位及井距等确定。

（4）火烧山油田各层块中又有许多小层，高砂比易导致缝高增长，沟通邻近层块，造成层间窜，使得本已复杂的层间矛盾更加突出，因此必须根据各层实际情况使用合理的平均砂比范围。