任小磊?王小芳?孙麟?苗鑫?李斌?黄艳霞
中国石化股份公司胜利油田分公司 河口采油厂，山东，东营 257200
摘要：大王北油田大37块主力区域层多、层薄，层间差异大，是典型的薄互层低渗透油藏。该区块层系开发动用不均衡，层间矛盾突出，开发差异较大。其前期开发以笼统压裂为主，储层无法达到均衡改造；近年来老区压裂选井困难，重复压裂井二次改造效果差；针对该类油藏存在的层多、层薄和层间动用程度差异大、重复压裂效果不理想等问题，我们采用暂堵转向重复压裂技术，通过暂堵实现分层，暂堵老层、打开新层，充分改造各层段，提高该块单井日产能力和区块开发效果，促进该类油藏的高效开发。
关键词：大王北油田 低渗透 重复压裂 暂堵转向
1、区块概况
1.1构造特征
大王北油田位于山东省东营市河口区新户乡西北部，构造上属于车镇凹陷中段的大王北鼻状构造带上。含油层系为沙二段，探明石油地质储量5.03亿，占胜利油田低渗透油藏总储量11.55亿吨的44%。
构造上位于大一断层下降盘，大王北鼻状构造带的主体部位，是一个被断层复杂化的鼻状构造，断层不发育，边界大断层对地层沉积和油气聚集具有明显控制作用。
1.2储层特征
沙二段不同小层渗透率6.4～37.0×10-3μm2，平均16.4×10-3μm2，其中1～6砂组一般在6.4～32×10-3μm2，7砂组一般在31×10-3μm2，为中孔—低渗储层。
以储层测井二次解释结果为基础，通过孔隙度、渗透率在平面的变化及砂体连通情况等分析平面非均质性。结果表明不同的砂体平面非均性差别较大，整体表现为中等—强非均质性的特征
沙二段整体表现为储层数量多而单层薄的特征，不同小层无统一油水边界，总体油水系统十分复杂。
2、开发存在难点
大王北油田主力区域层多、层薄，生产层多数已实施压裂改造，目前单井液量低、注水效果差、采油速度低，需要对已实施压裂区块进行重新认识，辨别裂缝的延伸长度及方向，油水井井网的布局，重新认识剩余油的分布，有针对性的实施重复压裂选井，提高措施有效率，保证低渗透油藏的有效动用和高效开发。
2.1、重复压裂潜力认识不足
大王北油砂体储层的综、横向变化都很快，层间、层能非均质性强。由于开发时间跨度长、井网井距复杂、初次改造规模不同，油田开发形势差距较大，重复改造单井增油量较低。重复压裂是改善单井产量的重要手段，需开展前期压裂井裂缝形态研究，有效的评价前期压裂裂缝展布以及裂缝失效原因，为后续的和判断重复压裂失效原因提供依据。对大王北油田重复压裂潜力进行再认识。
2.2、注水见效差，能量补充不足
王北块油藏层多且薄，油层连通性差，渗透率小于20md的有35个小层，储量1046.6万吨，占总储量60.2%。特别是油藏储层物性差、注采不完善的边部井区，自然产能低，部分油井注水对应差、或注水见效差，不能满足注水开发的需求，油井能量补充不足，表现为低产低液、供液不足。因此，需要完善能量补充技术，提高单井供液能力，达到效益开发。
2.3、层间挖潜的储层改造技术不完善
大王北油藏埋藏深，温度高，储层多且跨度大、非均质性强，笼统压裂施工时，入井液总是进入阻力相对较小的高渗透层，而最需要的中低渗透油层得不到有效改造，造成针对性不强，影响措施效果。因此，需完善应用分层储层改造工艺技术，提高储层改造的施工成功率和措施效果。
3、重复压裂技术应用
3.1二氧化碳增能技术
针对能量补充较差的井，实施二氧化碳增能工艺，通过预置二氧化碳，增能助排，补充地层能量，提高单井压裂效果。
（1）提高裂缝复杂程度
二氧化碳注入地层后，因超临界态具有超高的流动性，可以进入地层天然裂缝中，在地层条件下发生体积膨胀，张开天然裂缝，增加压裂缝网复杂程度。
（2）降低界面张力、降低原油粘度
二氧化碳注入地层后，溶于原油，随着注入二氧化碳与原油接触，原油中轻质烃类分子被CO2析取到气相中，形成富含烃类的气相和溶解CO2的液相(原油)两种状态，界面张力不断下降，使得原油渗流阻力减小，更易流动。
由于CO2能降低原油的粘度，可以提升原油流动能力，对于水驱油藏，可以有效降低水油流度比，扩大波及范围。
（3）溶胀效应，膨胀原油体积
原油体积膨胀，提高了近井地带的含油饱和度，增加了地层弹性能量。孔隙内膨胀后的剩余油容易脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，提高油藏采收率。
（4）增能助排，减少压裂液伤害
二氧化碳增能压裂在注完二氧化碳完成后直接进行压裂施工，二氧化碳压缩在孔隙、裂缝中，压裂后放喷时作为高压高速流体辅助压裂液排出，减少储层伤害。
3.2暂堵转向重复压裂技术
统计分析前期压裂井储层岩性，物性，地层压力等资料，应用测井资料、压裂施工资料反演，建立了大37块储层的地应力剖面计算模型；利用裂缝三维延伸模拟软件，完成了初次压裂参数反演，得到了裂缝的参数和形态，为后续重复压裂改造潜力提供依据。
结果表明：大37区块油藏断块地层发育较齐全，为受构造和岩性双重控制的岩性—构造低渗透油藏，属于正常温压系统；
大37区块典型井最大和最小水平主应力差值为14.0-28.9MPa，部分井产隔层最小水平主应力差为0-8.6MPa；部分层段储层最小水平主应力大于隔层最小水平主应力；压裂过程中缝高难控制，部分压裂段未形成裂缝，具备增产潜力。
考虑重复压裂井应力场分布，建立了大37块的典型井组暂堵转向压裂扩展模型；模拟了典型压裂井组的暂堵转向裂缝扩展轨迹，进行暂堵转向分析和单因素对形成转向裂缝的影响；完成了重复压裂井转向可行性研究。
结果表明：为实现扩展大37块所在井区暂堵剂封堵强度>20MPa，4MPa<封堵压力<20MPa；压裂液黏度大于50mPa·s。
水平主应力差越小，起裂角越大，转向半径越大；当应力差分别为0MPa、6MPa、12MPa 、18MPa时，转向半径依次为 9.9m、8.0m、7.4m、5.3m。
4、现场应用
大北17-斜10井初次压裂后生产后期日产油量为1.9 m3/d，日产液量为9.2t/d；重复压裂后日产油量提高到6.7 t/d，日产液量提高到21.9 t/d，分别增大了3.5、2.3倍，重复压裂改造效果较好。
5、结论
（1）大37区块部分层段产隔层应力差异小，缝高控制困难，容易造成支撑剂的无效铺置。
（2）暂堵剂封堵强度大于20MPa，压裂液黏度大于50mPa·s才可能形成转向裂缝。
（3）形成了结合油藏数值模拟和储层静态参数的重复压裂选井选层综合评价方法。
（4）大北17-斜10井天然裂缝发育，与注水井较近，进液进砂能力较好，应适当控制加砂规模和裂缝半长。
（5）重复压裂后大北17-斜10井日产油量增大了3.5倍，日产液量增大了2.3倍，改造效果较好。
（6）对该区块的类似井，建议延续“前置CO2增能+一体化变粘压裂液+多级支撑+纤维携砂”的方式进行改造。
参考文献
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