【摘要】克拉瑪依油田八區(qū)下烏爾禾組油藏為裂縫性油藏，由于該油藏具有低壓、低滲、且天然裂縫比較發(fā)育的特點，給老井重復(fù)壓裂帶來了比較大的難度。針對該油藏開發(fā)現(xiàn)狀，對注水見效形態(tài)和方向及裂縫主體走向進行研究，給合現(xiàn)有壓裂工藝，為這類老井的有效壓裂提供了選井思路與壓裂工藝技術(shù)配套的經(jīng)驗。

【關(guān)鍵詞】八區(qū)下烏爾禾 老井 重復(fù)壓裂

1 概況

克拉瑪依油田八區(qū)下烏爾禾組油藏為一個東南傾的單斜，基底傾角13°，頂面傾角6.5°。油藏主體采用135m×195m反九點法井網(wǎng)進行開采，埋深為2300m～3300m，平均3000m，目的層沉積厚度 85～815m，平均450m。地層中天然微裂縫發(fā)育，裂縫基本上被膠結(jié)物充填?；|(zhì)導(dǎo)流能力差，以天然和人工裂縫導(dǎo)流為主。

2 確定注水見效形態(tài)

通過對壓裂措施效果對比等研究分析，油藏裂縫主體走向、注水見水見效方向，確定了該區(qū)注水井注水見效形態(tài)，在理想狀態(tài)下主體為近東西走向，平面為橢圓狀的驅(qū)替形態(tài)。

2.2 裂縫主體走向

八區(qū)下烏爾禾組油藏，微裂縫發(fā)育，其特征有：裂縫發(fā)育段厚度與地層厚度的百分比約為1.45%-10.46%；裂縫的主體走向為近東西向，與地層主應(yīng)力的近東西走向一致。2.3 注水見水見效方向

通過同位素監(jiān)測及油井產(chǎn)量的統(tǒng)計分析得出，八區(qū)下烏爾禾組油藏注水井注水見水見效方向主體為近東西向。

3 提高壓裂工藝選擇的針對性3.1 老井壓裂效果分析

八區(qū)下烏爾禾組油藏老井壓裂主要采用常規(guī)壓裂和轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)。2009-2011年該區(qū)老井壓裂50井次，平均單井增油539t；其中常規(guī)壓裂30井次，平均單井增油417t；轉(zhuǎn)向壓裂20井次，平均單井增油722t。

對比2009-2011年常規(guī)壓裂與轉(zhuǎn)向壓裂效果，位于注水見效的主體方向即東西向上油井壓裂效果好于其他方向，非主體方向的油井轉(zhuǎn)向壓裂效果明顯好于常規(guī)壓裂。

3.2 壓裂工藝選擇

通過以上分析及對2009-2011年壓裂增產(chǎn)效果好的井周圍注水井注水情況得出，所選擇的壓裂井周圍注水井配注合格率較高。同時結(jié)合注水見效形態(tài)，得出適合該油藏的老井壓裂工藝：

（1）在注水見效非主體方向上的油井，選用轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，增加泄油面積的同時提高注入水驅(qū)油效率的機會；

（2）在注水見效主體方向上的油井，可參考歷次壓裂改造規(guī)模及增油效果：具備加大壓裂規(guī)模條件可采用常規(guī)壓裂，優(yōu)化施工參數(shù)及規(guī)模；不具備條件則選用轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，溝通單井控制范圍內(nèi)未動用的油層；

（3）施工參數(shù)采用壓裂管柱2″7/8油管、施工排量2.0-3.0m3/min、平均砂液比26%以上、前置液百分數(shù)25-35%、采用欠量頂替。

4 技術(shù)應(yīng)用及效果

4.1 轉(zhuǎn)向壓裂井技術(shù)應(yīng)用及效果

2012年八區(qū)下烏爾禾組油藏轉(zhuǎn)向壓裂9井次，有效率100%，單井最高增油2868t，平均單井增油1014t。

4.2 常規(guī)壓裂井技術(shù)應(yīng)用及效果

2012年老井常規(guī)壓裂作業(yè)36井次，累計增油20063t，平均單井增油557t。其中位于注水井見效主方向的油井壓裂11井次，累計增油7596t，平均單井增油691t。

5 結(jié)論與認識

（1）通過壓裂效果的分析研究，八區(qū)下烏爾禾組油藏注水井注水見效主體方向為近東西走向，平面為橢圓狀形態(tài)。

（2）提高老井壓裂效果，關(guān)鍵是選井思路與壓裂工藝技術(shù)的配套性。

（3）鑒于油藏裂縫的主體走向和注水見效形態(tài)的對應(yīng)關(guān)系，下步可結(jié)合油水井，對該區(qū)塊油藏老井壓裂改造開展進一步研究工作。

作者簡介

傳平（1979-）男，工程師，在職碩士研究生，現(xiàn)主要從事井下作業(yè)和采油工藝技術(shù)管理工作。