侯市区造长缝效果分析

王康莉，李彤华，朱小萌，柴明成

中国石油长庆油田分公司采油一厂,陕西省,延安市,716000

摘要：中部因环保原因分批对油水井关停封井，采出程度仅17.1%，剩余油富集。且侯市油藏进入中高含水开发阶段，稳产增产难度大，单一重复压裂技术已无法满足发展需要。为动用库区剩余油，提高压裂增产效果，采用造长缝压裂手段在平面和纵向上开启新裂缝沟通剩余油富集区，增大泄油面积，达到增产目的。

关键词：剩余油；造长缝

一、 区域概况

侯市中部区块主力开发长611-2层，油层有效厚度12.0m，有效孔隙度9.5-13.0%，渗透率0.20-2.85×10-3μm2，执行平衡注水政策。1993年投入开发，累产油67.8×104t，采出程度仅17.1%，2004年起因环保原因分批对95口油井和30口水井环保封井，涉及地质储量466×104t，封井前平均单井产能1.73t/d，剩余油富集。

二、实施效果分析

2021年侯市环保库区共实施造长缝压裂7口，完井6口，1口候17-71实施过程中压力低判断压裂效果较差未继续施工。6口实施井目前日增油8.5t/d，平均单井日增油1.4t/d,累增油1385t，增油效果显著。6口井整体有效，其中效果相对较好的有2口:候14-13、候15-13；相对较差1口：候20-132。

1 典型井分析—候14-13

2.1.1选井依据

①油层发育状况：该井位于侯市油藏中部，区域主要发育长611-2层，油层厚度为12.0m，孔隙度9.5-13.0%、渗透率0.20-2.85×10-3μm2，1993年投入开发，采取500m×150m，井排方向NE67°菱形反九点井网，实施平衡注水政策，平均地层能量保持水平101%。②注采对应状况：对应2口注水井（已核销1口），累计注水量为22.5444×104m3。③能量保持：该区域原始地层压力为9.6MPa，邻井候11-15测压17.99MPa，地层能量充足。④动态表现：1993年12月投产，生产长612层、长611-3层、长612层，初期日产液3.77m3、日产油2.03t、含水36.8%。2014年负压解堵，平均日增油0.8t左右，至今有效；目前日产液2.67m3，日产油1.20t，含水46.3%，动液面872m，累计产油138569t。

2.1.2 压裂参数

设计对该井长611-2层射孔段（1308.0-1310.0、1310.8-1314.2、1315.5-1319.0、1320.0-1321.0m）共计9.9m；长611-3层、长612层（1330.0-1331.8、1337.0-1340.0、1341.4-1344.0m）共计7.4m，进行造长缝压裂并实施分层压裂，第一层：长611-3层、长612层，加大前置液及入地液量，造长缝（150m），缝内实施暂堵压裂，造复杂多级微裂缝；第二层：长611-2层，加大前置液及入地液量，造长缝（150m），缝内实施暂堵压裂，造复杂多级微裂缝。现场实施参数为： 长611-3、长612层：加砂30.0m3，砂比14.6%，排量4.0m3/min，入地总液量270.5m3。长611-2层：加砂51.0m3，砂比8.2%，排量4.0m3/min，入地总液量703.0m3。

2.1.3 效果分析

候14-13措施前动态3.45m3/1.32t/54.2%/993m，目前动态为14.21m3/5.54t/53.6%/342m,累增油749.6t,增油效果较好,分析主要有以下原因：

1）该井位于中部环保关井区，周围井累产油均较低，剩余油富集。

2）该区域压力保持水平相对较高。

3）长611-2层破压高于投产时破压，说明压开新缝动用剩余油

2.2典型井分析—候20-132

2.2.1选井依据

①油层发育状况：该井位于侯市油藏中部，区域主要发育长611-2层，油层厚度为12.0m，孔隙度9.5-13.0%、渗透率0.20-2.85×10-3μm2，1993年投入开发，采取500m×150m，井排方向NE67°菱形反九点井网，实施平衡注水政策，平均地层能量保持水平101%。②注采对应状况：对应2口注水井，均注长611-2层、长611-3层、长612层，与其注采对应，注水正常。③能量保持：邻井候20-111于2019年测压为9.7MPa，压力保持水平为101%，预测该井地层能量为9.7MPa，地层能量高。④动态表现：候20-132于1998年9月投产长611-2层，初期日产液4.32m3、日产油2.82t、含水22.3%，动液面516m，2005年液量下降，2006年3月重复压裂后产能恢复，2015年补孔长611-2层、长611-3层后合采含水较高，随后隔长611-2层、长611-3层后含水仍未降，目前两层合采。动态表现为液量下降，2021年5月实施中性酸化解堵。

2.2.2 压裂参数

设计对候20-132井长6

11-2层、长611-3层（1431.6-1432.6m、1433.6-1434.2m、1435.4-1441.4m、1449.0-1451.0m、1456.5-1459.0m）进行造长缝压裂。该井含水高，分析含有底水，只改造主力层长611-2层。现场实施参数为：长611-2层加砂50.0m3，砂比14.8%，排量4.0m3/min，入地总液量628.3m3。

2.2.3 压裂监测及解释

为研究候20-132井压裂裂缝扩展规律，利用目前储层压裂中最精确、最及时、信息最丰富的微地震监测手段，通过对压裂参数与震源参数的综合分析，对压裂的范围、裂缝发育的方向、大小进行定位追踪。优选高4-20井作为候20-132井的监测井，开展微地震裂缝监测的资料采集、处理及解释工作。候20-132井与高4-20井井口距离816.13米，中靶距离368.21米，微地震监测检波器的位置尽可能靠近压裂目的层上下，依据高4-20井射孔段，将8级三分量检波器放置在：1170.0-1240.00m。

本次压裂井段为1431.6-1441.4m，位于长611-2层。共处理反演出微地震点42个，如图13所示，图中颜色代表事件发生先后顺序，橙黄色为最早发生的事件点，紫色为后面发生的事件点，事件点大小反映不同震级，压裂点附近事件震级强于两翼。压裂裂缝带网络长度约为264.4m，裂缝网络宽度为76.6m，主要裂缝网络高度27.5m，裂缝方位为NE61°。从平面分布图可以看出，东西两侧裂缝发育较对称，但西侧裂缝长度略大于东部。从纵向分布可以看出，本次压裂产生的裂缝网络深度为1448.1-1470.0m，裂缝位于射孔段以下，主要集中于长611-2层，少量微地震事件位于长611-3层。

2.2.4 效果分析

候20-132措施前动态2.97m3/0.8t/67.4%/965m，目前动态为15.21m3/1.42t/88.9%/583m,累增油110t,增油效果相对候14-13较差,分析主要有以下原因：

1）裂缝方位北东61度，西侧裂缝长度略大于东部，较好的动用到候21-13、候19-15方向剩余油，增大泄油面积，封井前此2口井产能均在3t以上，因此候20-132造长缝后提液明显

2）该井措施前含水高，区域底水发育，监测显示少量微地震事件位于长611-3层，分析压裂后底水上窜。

三、阶段认识

1、微地震监测显示裂缝主应力方向与地层主应力方向基本一致；

2、底水发育区域适当控制压裂参数，防止底水上窜

3、压裂产生裂缝网络深度与原设计压裂井段存在一定误差，候20-132表现为下移，建议之后选井及压裂时考虑偏移量影响。

①作者：1994年11月出生，2017年毕业于长江大学地质学专业，现为侯市作业区生产技术室副主任.

四、参考文献

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[7] 陈瑜芳,张祖峰,刘进文.低渗透油藏重复压裂机理研究及运用[J].西部探矿工程，2010,(03):79-82.

①作者：1994年11月出生，2017年毕业于长江大学地质学专业，现为侯市作业区生产技术室副主任.