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摘 要：安塞油田属特低渗透油藏，随开发时间推进，出现部分老井低液面、低流压、产量递减率增大等开采难题。如何进一步在已经开发的低渗透油藏进行挖潜，是急需解决的技术之一。本研究针对该情况探索形成混合水压裂工艺试验方案，方案实施后取得了良好的效果。
关键词：安塞油田、低渗透油藏、混合水压裂、工艺试验
一、混合水压裂试验思路
安塞油田为一典型岩性圈闭的特低渗透油藏，由于该油田地层微裂缝发育，且油井投产时基本采取水力压裂方式，岩性中长石含量高，岩石脆性较强，易破碎，为混合水压裂提供了天然条件。近年随着开发时间的推进，出现部分老井低液面、低流压、产量递减率增大等开采难题[1]，本研究探索具有安塞油田特色的老井混合水压裂技术。主要采用大液量、大排量的施工参数，形成较大的缝内净压力；再通过滑溜水与冻胶的交替注入，其中低黏滑溜水注入有效沟通天然裂缝，形成裂缝网络，冻胶携砂注入，形成有效支撑；通过形成复杂的缝网系统，增加改造体积，提高单井产量。
二、试验井筛选
以地层能量为基础，根据储层物性、开发现状，主要选择：低采出程度（采出程度≤20%）、初期改造程度低（加砂强度≤1.2m3/min）和多油层油井三种类型试验。同时，为防止沟通水线，造成含水大幅上升，试验井均选取裂缝侧向或水驱侧向井。
1.压裂液体系优选
由于低黏度压裂液流体黏滞力小、摩阻低、导压性能好，能更容易进入微裂缝，开启并沟通更多的天然裂缝，有利于提高改造体积SRV。因此，混合水压裂液体优选滑溜水+交联胍胶复合型液体。并根据液体类型及其作用分为3个阶段：第一阶段通过滑溜水开启天然裂缝；第二阶段通过基液扩大天然裂缝开启程度；第三阶段通过交联液增加主缝近井地带导流能力。
2. 施工参数
在大排量压裂的同时加大液量，才能起到迫使裂缝向深部延伸的作用，并最终形成缝网。排量：由净压力与排量关系，对于长6储层，其排量大于6m3/min以上，形成的裂缝网络更宽，泄流体积更大，因此可通过进一步提高施工排量来获得更高的净压力[2]。为了确保施工达到排量，在压裂时采取光套管压裂；对套管试压不合格井，采用￠88.9mm油管压裂加配套封隔器压裂，满足6m3/min施工排量要求。液量：砂比控制在15%以内，单井压裂液量260-300m3以上。
三、现场应用效果
按照“多点试验，总结经验，逐步推广”的思路，优选杏河区块为重点，并向王窑、侯市等区块扩展，2013年共试验了混合水压裂复压改造24口井，措施后油井増油效果明显，单井日増油2.15t，最早实施的杏18-16井生产有效期140天，目前日增油仍有3.40t。结合油藏基础规律以及影响人工裂缝的关键地质参数研究，认为安塞油田老区块混合水压裂形成了一定裂缝带上的缝网系统，能有效的扩大裂缝网格，增加泄油面积的作用，但不改变裂缝方位。
1. 初期改造程度低油井
杏河中部7口井裂缝区地层能量高，平均油层厚度16.7m，部分油井初期改造程度低，动态虽然较好，采用混合水体积压裂，措施增油空间较大，单井增油达到4.0t。杏18-12为杏河中部裂缝侧向井，1996年8月投产，投产后产量、含水保持平稳，由于该井初期改造程度小，本次采用6.0 m3/min混合水体积压裂，措施后日产液、日产油恢复到历史生产高点，目前已生产90天，日产油水平仍保持较高，日产液8.68m3，日产油6.74t，含水7.5%，日增油2.95t，累计增油261t。
2. 采出程度低油井
针对采出程度低，地层剩余油丰富井，开展混合水体积压裂，能增大裂缝泄油面积，提高油井采油速度。杏75-01位于杏河中部单采长63层，投产于1997年，初期日产液6.89m3，日产油5.18t，含水10.0%，2011年5月产量开始下降，采出程度5.49%，地层剩余油丰富，本次该井采用6m3/min排量施工，压裂过程压力平稳。措施后日产液2.59m3，日产油2.02t，含水7.0%，日増油1.00t，累计増油157t。
3.多油层油井
针对多油层发育油井，采取增大改造参数，能提高改造效果。杏16-14杏河中部裂缝侧向井，2005年投产，开采长62、长63层，采出程度13.2%，低于周围井平均水平25-30%，累产油8571t，邻井杏16-15压力较高。此次压裂加砂48m3，排量8m3/min。措施后提液增油效果明显，目前日产液5.48m3，日产油4.28t，含水7.0%，日增油3.16t。
四、结论与认识
1.通过对安塞油田老井开展混合水体积压裂试验，在大排量、大液量、低粘度液体共同作用下，扩大了裂缝的改造规模，取得了好的增产效果，表明安塞油田油层储层脆性组分含量较高，有利于混合水体积压裂，该工艺是一种有效的增产手段。
2.部分井提液幅度小，增产效果差，裂缝形态基本沿着老缝延伸，需开展封内转向+混合水压裂、定向射孔+混合水压裂技术联作，控制主裂缝长度，增加新缝，提高剩余油动用程度。
3.安塞油田沟壑纵横，单井距离远，而混合水压裂施工规模大，存在搬家备水影响占井周期，且老井改造存在部分井场面积小影响施工作业问题，下步探索工厂化作业模式，试验撬装过滤现场备水、组合罐等。
参考文献
[1] 雷群，宋振云，吴增智等.安塞油田重复压裂技术探讨[J].低渗透油气田，1999，（03）.
[2] 王晓东，赵振峰，李向平. 鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验[J].石油钻采工艺，2010，（01）.
关键词：安塞油田、低渗透油藏、混合水压裂、工艺试验
一、混合水压裂试验思路
安塞油田为一典型岩性圈闭的特低渗透油藏，由于该油田地层微裂缝发育，且油井投产时基本采取水力压裂方式，岩性中长石含量高，岩石脆性较强，易破碎，为混合水压裂提供了天然条件。近年随着开发时间的推进，出现部分老井低液面、低流压、产量递减率增大等开采难题[1]，本研究探索具有安塞油田特色的老井混合水压裂技术。主要采用大液量、大排量的施工参数，形成较大的缝内净压力；再通过滑溜水与冻胶的交替注入，其中低黏滑溜水注入有效沟通天然裂缝，形成裂缝网络，冻胶携砂注入，形成有效支撑；通过形成复杂的缝网系统，增加改造体积，提高单井产量。
二、试验井筛选
以地层能量为基础，根据储层物性、开发现状，主要选择：低采出程度（采出程度≤20%）、初期改造程度低（加砂强度≤1.2m3/min）和多油层油井三种类型试验。同时，为防止沟通水线，造成含水大幅上升，试验井均选取裂缝侧向或水驱侧向井。
1.压裂液体系优选
由于低黏度压裂液流体黏滞力小、摩阻低、导压性能好，能更容易进入微裂缝，开启并沟通更多的天然裂缝，有利于提高改造体积SRV。因此，混合水压裂液体优选滑溜水+交联胍胶复合型液体。并根据液体类型及其作用分为3个阶段：第一阶段通过滑溜水开启天然裂缝；第二阶段通过基液扩大天然裂缝开启程度；第三阶段通过交联液增加主缝近井地带导流能力。
2. 施工参数
在大排量压裂的同时加大液量，才能起到迫使裂缝向深部延伸的作用，并最终形成缝网。排量：由净压力与排量关系，对于长6储层，其排量大于6m3/min以上，形成的裂缝网络更宽，泄流体积更大，因此可通过进一步提高施工排量来获得更高的净压力[2]。为了确保施工达到排量，在压裂时采取光套管压裂；对套管试压不合格井，采用￠88.9mm油管压裂加配套封隔器压裂，满足6m3/min施工排量要求。液量：砂比控制在15%以内，单井压裂液量260-300m3以上。
三、现场应用效果
按照“多点试验，总结经验，逐步推广”的思路，优选杏河区块为重点，并向王窑、侯市等区块扩展，2013年共试验了混合水压裂复压改造24口井，措施后油井増油效果明显，单井日増油2.15t，最早实施的杏18-16井生产有效期140天，目前日增油仍有3.40t。结合油藏基础规律以及影响人工裂缝的关键地质参数研究，认为安塞油田老区块混合水压裂形成了一定裂缝带上的缝网系统，能有效的扩大裂缝网格，增加泄油面积的作用，但不改变裂缝方位。
1. 初期改造程度低油井
杏河中部7口井裂缝区地层能量高，平均油层厚度16.7m，部分油井初期改造程度低，动态虽然较好，采用混合水体积压裂，措施增油空间较大，单井增油达到4.0t。杏18-12为杏河中部裂缝侧向井，1996年8月投产，投产后产量、含水保持平稳，由于该井初期改造程度小，本次采用6.0 m3/min混合水体积压裂，措施后日产液、日产油恢复到历史生产高点，目前已生产90天，日产油水平仍保持较高，日产液8.68m3，日产油6.74t，含水7.5%，日增油2.95t，累计增油261t。
2. 采出程度低油井
针对采出程度低，地层剩余油丰富井，开展混合水体积压裂，能增大裂缝泄油面积，提高油井采油速度。杏75-01位于杏河中部单采长63层，投产于1997年，初期日产液6.89m3，日产油5.18t，含水10.0%，2011年5月产量开始下降，采出程度5.49%，地层剩余油丰富，本次该井采用6m3/min排量施工，压裂过程压力平稳。措施后日产液2.59m3，日产油2.02t，含水7.0%，日増油1.00t，累计増油157t。
3.多油层油井
针对多油层发育油井，采取增大改造参数，能提高改造效果。杏16-14杏河中部裂缝侧向井，2005年投产，开采长62、长63层，采出程度13.2%，低于周围井平均水平25-30%，累产油8571t，邻井杏16-15压力较高。此次压裂加砂48m3，排量8m3/min。措施后提液增油效果明显，目前日产液5.48m3，日产油4.28t，含水7.0%，日增油3.16t。
四、结论与认识
1.通过对安塞油田老井开展混合水体积压裂试验，在大排量、大液量、低粘度液体共同作用下，扩大了裂缝的改造规模，取得了好的增产效果，表明安塞油田油层储层脆性组分含量较高，有利于混合水体积压裂，该工艺是一种有效的增产手段。
2.部分井提液幅度小，增产效果差，裂缝形态基本沿着老缝延伸，需开展封内转向+混合水压裂、定向射孔+混合水压裂技术联作，控制主裂缝长度，增加新缝，提高剩余油动用程度。
3.安塞油田沟壑纵横，单井距离远，而混合水压裂施工规模大，存在搬家备水影响占井周期，且老井改造存在部分井场面积小影响施工作业问题，下步探索工厂化作业模式，试验撬装过滤现场备水、组合罐等。
参考文献
[1] 雷群，宋振云，吴增智等.安塞油田重复压裂技术探讨[J].低渗透油气田，1999，（03）.
[2] 王晓东，赵振峰，李向平. 鄂尔多斯盆地致密油层混合水压裂试验[J].石油钻采工艺，2010，（01）.