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摘 要：针对XXX区块扶余油层地质发育特点，应用分布压裂开采技术，优选主力层位采用大规模压裂，在减少压裂层数，降低一次压裂投资的基础上，保证产能达到设计要求。现场应用效果看，第一批压开有效厚度平均7.5m，初期平均单井日产油1.5t，采油强度0.2t/d.m，产量达到设计要求，取得较好的效果。
关键词：分步压裂 有效厚度 采油强度
扶余油层剩余未开发区块与三类区块类似，属于较难动用区块。其中XXX区块平均有效厚度10.1m，平均渗透率0.88mD，裂缝较发育，裂缝视密度0.09～0.289条/m，砂体不稳定，发育规模较小，砂体宽度400～500m，油层埋藏较深为1680m，属特低渗透储层。
由于剩余未动用区储量品质较差，要想开发好此类油层，需要探索经济有效开发新模式。
2010年在XXX区块采用分步压裂开采技术，鉴于特低渗透裂缝性油藏储层发育状况层间差异较大的特点，本着最经济有效开发的原则，对油水井对应连通层全部射开，为保证产能，采油井优选2-3层实施压裂投产。
一、区块地质特征概况
XXX区块开发目的层为扶余油层，区内地面海拨130-140m，区域构造位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地西南端头台鼻状构造上，其北部为三肇凹陷，南与扶余隆起带相接。区内主要发育南北向断层。砂体主要以条带状分布，发育5-6个油层，层间差异较大，有效孔隙度变化范围在9.0%～15.8%，平均有效孔隙度10.7%，，空气渗透率变化范围在0.36～5.7mD，平均空气渗透率0.88mD，属低孔特低渗透储层 （表1） 。
二、分步压裂开采技术应用
1.优选层位，首次压裂水驱控制程度高，开发效果较好
射孔方面主要以完善单砂体注采关系，提高水驱控制程度为主。对于采油井根据油层发育状况，对于解释有效厚度的层尽量射开；而对于注水井射开与采油井相连通的油层。
压裂方面根据分步开采试验的要求，单井优选压裂层一般为2个左右，较以往未实施分步开采的压裂井一般要少2～3个层。
对于采油井压裂主要考虑以下四个方面：①对于储层发育好，单层有效厚度大于3m的层在2个以上的井，选择2～3个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。②对于储层发育较好，但只发育一个单层有效厚度大于3m的井，为保证产能，除压开厚油层外，再选择1个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。③对于发育薄互层较多的井，合理划分层段，选择与注水井连通好的层进行大规模压裂，全井压裂层数控制在3个以内。④对于单层厚度薄、全井厚度小（一般小于6m）的井选择3个以内与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。
压裂层有效厚度单向连通砂体占总厚度的49.1%，双向连通占29.9%，三向连通占8.2%，水驱控制程度为87.2%，压裂不连通有效厚度占到12.8%，压裂层水驱控制程度较高（表2）。
2.未压裂层段实施超前注水，有利于保持地层能量
未压裂层段主要为薄差层或者连通性差的层段，未压裂层段的注水井正常注水，实现超前注水，保持地层能量，避免压力下降，造成地层能量损失和储层伤害，这部分层为以后挖潜提供了物质基础。
由于扶余油层存在天然裂缝，注水井吸水能力强，注水井原则上不压裂。相邻YYY区块注水开发近四年，从注水上看，YYY区块吸水能力较强。注水初期平均单井日注水量50m3，注水压力11.58MPa，注水强度2.8m3/d.m，视吸水指数4.3m3/d.MPa。注水3年后，平均单井日注水量150m3，注水压力14.0MPa，注水强度7.3m3/d.m，视吸水指数10.7m3/d.MPa，注水强度和视吸水指数分别比储层更好的二类区块高6.0m3/d.m和7.6m3/d.Mpa（表4）。
为保证压裂层位生产能力，兼顾搞好差油层的超前注水。XXX区块注水井与油井压裂层连通层数为104层，占总层数的68.0%，有效厚度304.3m，占总有效厚度的75.2%，总配注量679m3，平均单层配注6.5m3，平均注水强度2.2m3/m；与油井未压裂层连通层数为49层，占总层数的32.0%，有效厚度100.4m，占总有效厚度的24.8%，配注量171m3，平均单层配注3.0m3，平均注水强度1.7m3/m，配注量既能满足连通压裂层的注水开发，又能满足未压裂层的超前注水需要。目前平均单井日注水17.8m3，注水压力9.2Mpa（表5）。
3.优化压裂参数，降低压裂投资
考虑到储层低孔特低渗透特性以及压裂费用，压裂井支撑剂以石英砂为主，尾追2m3陶粒，为预防地层吐砂，再尾追2m3树脂陶粒。压裂加砂强度按砂岩厚度确定，按缝半长控制，对于缝半长150m，加砂强度控制在3.8m3/m；对于缝半长120m，加砂强度控制在3.5m3/m；对于缝半长80～100m，加砂强度控制在3.0m3/m。从大规模压裂与普通压裂对比结果来看，大规模压裂采油强度要高。
三、结论
对于低渗透油田开发即要考虑产能到位率，还要考虑投资及经济效益。分布压裂开采技术，不但降低压裂一次投资，还保证产能达到方案设计要求。同时留有部分潜力，为二次压裂提供基础。在油田剩余储量区块均为三类区块的情况下，应用分步压裂开采技术，能够使这部分储量得到经济有效开发。
参考文献
[1] 杜贵君. 油田压裂返排液处理技术实验研究[J]. 油气田环境保护，2012，22（4）：55-57.
[2]卫秀芬，刚晗.大庆油田压裂工艺技术创新发展与前景展望[J].石油规划设计，2009，23（5）：1-6.
[3] 武志学， 郭 萍， 候光东等. 氮气泡沫压裂液技术在大宁- 吉县地区煤层气井的应用[J].内蒙古石油化工，2012，12（1）：119-121.
关键词：分步压裂 有效厚度 采油强度
扶余油层剩余未开发区块与三类区块类似，属于较难动用区块。其中XXX区块平均有效厚度10.1m，平均渗透率0.88mD，裂缝较发育，裂缝视密度0.09～0.289条/m，砂体不稳定，发育规模较小，砂体宽度400～500m，油层埋藏较深为1680m，属特低渗透储层。
由于剩余未动用区储量品质较差，要想开发好此类油层，需要探索经济有效开发新模式。
2010年在XXX区块采用分步压裂开采技术，鉴于特低渗透裂缝性油藏储层发育状况层间差异较大的特点，本着最经济有效开发的原则，对油水井对应连通层全部射开，为保证产能，采油井优选2-3层实施压裂投产。
一、区块地质特征概况
XXX区块开发目的层为扶余油层，区内地面海拨130-140m，区域构造位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地西南端头台鼻状构造上，其北部为三肇凹陷，南与扶余隆起带相接。区内主要发育南北向断层。砂体主要以条带状分布，发育5-6个油层，层间差异较大，有效孔隙度变化范围在9.0%～15.8%，平均有效孔隙度10.7%，，空气渗透率变化范围在0.36～5.7mD，平均空气渗透率0.88mD，属低孔特低渗透储层 （表1） 。
二、分步压裂开采技术应用
1.优选层位，首次压裂水驱控制程度高，开发效果较好
射孔方面主要以完善单砂体注采关系，提高水驱控制程度为主。对于采油井根据油层发育状况，对于解释有效厚度的层尽量射开；而对于注水井射开与采油井相连通的油层。
压裂方面根据分步开采试验的要求，单井优选压裂层一般为2个左右，较以往未实施分步开采的压裂井一般要少2～3个层。
对于采油井压裂主要考虑以下四个方面：①对于储层发育好，单层有效厚度大于3m的层在2个以上的井，选择2～3个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。②对于储层发育较好，但只发育一个单层有效厚度大于3m的井，为保证产能，除压开厚油层外，再选择1个与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。③对于发育薄互层较多的井，合理划分层段，选择与注水井连通好的层进行大规模压裂，全井压裂层数控制在3个以内。④对于单层厚度薄、全井厚度小（一般小于6m）的井选择3个以内与注水井连通好的优质层进行大规模压裂。
压裂层有效厚度单向连通砂体占总厚度的49.1%，双向连通占29.9%，三向连通占8.2%，水驱控制程度为87.2%，压裂不连通有效厚度占到12.8%，压裂层水驱控制程度较高（表2）。
2.未压裂层段实施超前注水，有利于保持地层能量
未压裂层段主要为薄差层或者连通性差的层段，未压裂层段的注水井正常注水，实现超前注水，保持地层能量，避免压力下降，造成地层能量损失和储层伤害，这部分层为以后挖潜提供了物质基础。
由于扶余油层存在天然裂缝，注水井吸水能力强，注水井原则上不压裂。相邻YYY区块注水开发近四年，从注水上看，YYY区块吸水能力较强。注水初期平均单井日注水量50m3，注水压力11.58MPa，注水强度2.8m3/d.m，视吸水指数4.3m3/d.MPa。注水3年后，平均单井日注水量150m3，注水压力14.0MPa，注水强度7.3m3/d.m，视吸水指数10.7m3/d.MPa，注水强度和视吸水指数分别比储层更好的二类区块高6.0m3/d.m和7.6m3/d.Mpa（表4）。
为保证压裂层位生产能力，兼顾搞好差油层的超前注水。XXX区块注水井与油井压裂层连通层数为104层，占总层数的68.0%，有效厚度304.3m，占总有效厚度的75.2%，总配注量679m3，平均单层配注6.5m3，平均注水强度2.2m3/m；与油井未压裂层连通层数为49层，占总层数的32.0%，有效厚度100.4m，占总有效厚度的24.8%，配注量171m3，平均单层配注3.0m3，平均注水强度1.7m3/m，配注量既能满足连通压裂层的注水开发，又能满足未压裂层的超前注水需要。目前平均单井日注水17.8m3，注水压力9.2Mpa（表5）。
3.优化压裂参数，降低压裂投资
考虑到储层低孔特低渗透特性以及压裂费用，压裂井支撑剂以石英砂为主，尾追2m3陶粒，为预防地层吐砂，再尾追2m3树脂陶粒。压裂加砂强度按砂岩厚度确定，按缝半长控制，对于缝半长150m，加砂强度控制在3.8m3/m；对于缝半长120m，加砂强度控制在3.5m3/m；对于缝半长80～100m，加砂强度控制在3.0m3/m。从大规模压裂与普通压裂对比结果来看，大规模压裂采油强度要高。
三、结论
对于低渗透油田开发即要考虑产能到位率，还要考虑投资及经济效益。分布压裂开采技术，不但降低压裂一次投资，还保证产能达到方案设计要求。同时留有部分潜力，为二次压裂提供基础。在油田剩余储量区块均为三类区块的情况下，应用分步压裂开采技术，能够使这部分储量得到经济有效开发。
参考文献
[1] 杜贵君. 油田压裂返排液处理技术实验研究[J]. 油气田环境保护，2012，22（4）：55-57.
[2]卫秀芬，刚晗.大庆油田压裂工艺技术创新发展与前景展望[J].石油规划设计，2009，23（5）：1-6.
[3] 武志学， 郭 萍， 候光东等. 氮气泡沫压裂液技术在大宁- 吉县地区煤层气井的应用[J].内蒙古石油化工，2012，12（1）：119-121.