八区下乌尔禾组油藏老井重复压裂技术研究

八区下乌尔禾组油藏老井重复压裂技术研究

【摘要】克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为裂缝性油藏，由于该油藏具有低压、低渗、且天然裂缝比较发育的特点，给老井重复压裂带来了比较大的难度。针对该油藏开发现状，对注水见效形态和方向及裂缝主体走向进行研究，给合现有压裂工艺，为这类老井的有效压裂提供了选井思路与压裂工艺技术配套的经验。

【关键词】八区下乌尔禾老井重复压裂

1 概况

克拉玛依油田八区下乌尔禾组油藏为一个东南倾的单斜，基底倾角13°，顶面倾角6.5°。油藏主体采用135m×195m反九点法井网进行开采，埋深为2300m～3300m，平均3000m，目的层沉积厚度85～815m，平均450m。地层中天然微裂缝发育，裂缝基本上被胶结物充填。基质导流能力差，以天然和人工裂缝导流为主。

2 确定注水见效形态

通过对压裂措施效果对比等研究分析，油藏裂缝主体走向、注水见水见效方向，确定了该区注水井注水见效形态，在理想状态下主

体为近东西走向，平面为椭圆状的驱替形态。

2.2 裂缝主体走向

八区下乌尔禾组油藏，微裂缝发育，其特征有：裂缝发育段厚度与地层厚度的百分比约为1.45%-10.46%；裂缝的主体走向为近东西向，与地层主应力的近东西走向一致。2.3 注水见水见效方向

通过同位素监测及油井产量的统计分析得出，八区下乌尔禾组油藏注水井注水见水见效方向主体为近东西向。

3 提高压裂工艺选择的针对性3.1 老井压裂效果分析

八区下乌尔禾组油藏老井压裂主要采用常规压裂和转向压裂技术。2009-2011年该区老井压裂50井次，平均单井增油539t；其中常规压裂30井次，平均单井增油417t；转向压裂20井次，平均单井增油722t。

对比2009-2011年常规压裂与转向压裂效果，位于注水见效的主体方向即东西向上油井压裂效果好于其他方向，非主体方向的油井转向压裂效果明显好于常规压裂。

3.2 压裂工艺选择

通过以上分析及对2009-2011年压裂增产效果好的井周围注水井注水情况得出，所选择的压裂井周围注水井配注合格率较高。同时结合注水见效形态，得出适合该油藏的老井压裂工艺：

（1）在注水见效非主体方向上的油井，选用转向压裂技术，增加泄油面积的同时提高注入水驱油效率的机会；

（2）在注水见效主体方向上的油井，可参考历次压裂改造规模及增油效果：具备加大压裂规模条件可采用常规压裂，优化施工参数及规模；不具备条件则选用转向压裂技术，沟通单井控制范围内未动用的油层；

（3）施工参数采用压裂管柱2″7/8油管、施工排量

2.0-

3.0m3/min、平均砂液比26%以上、前置液百分数25-35%、采用欠量顶替。

4 技术应用及效果

4.1 转向压裂井技术应用及效果

2012年八区下乌尔禾组油藏转向压裂9井次，有效率100%，单井最高增油2868t，平均单井增油1014t。

4.2 常规压裂井技术应用及效果

2012年老井常规压裂作业36井次，累计增油20063t，平均单井增油557t。其中位于注水井见效主方向的油井压裂11井次，累计增油7596t，平均单井增油691t。

5 结论与认识

（1）通过压裂效果的分析研究，八区下乌尔禾组油藏注水井注水见效主体方向为近东西走向，平面为椭圆状形态。

（2）提高老井压裂效果，关键是选井思路与压裂工艺技术的配套性。

（3）鉴于油藏裂缝的主体走向和注水见效形态的对应关系，下步可结合油水井，对该区块油藏老井压裂改造开展进一步研究工作。

作者简介

传平（1979-）男，工程师，在职硕士研究生，现主要从事井下作业和采油工艺技术管理工作。