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摘要：海南油田属于层状边水岩性构造油藏，储层物性差，注水受效不明显或不受效。主要矛盾是地层渗透性差，而水力压裂技术可实现沟通储层、提高导流能力的作用，因此，采取压裂改造措施，可以提高油田开发效果，具有较大的经济价值。对于储层改造不充分的问题，进行压裂工艺研究，其中包括多级加砂工艺和投球暂堵工艺。对于边底水影响的问题，进行防压窜研究，其中包括防压窜技术界限、优选措施目的层段、合理排量设计。对于压裂费用高的问题，以支撑剂优选和组合支撑剂研究的方向来降低压裂费用。
关键词：水力压裂;海南油田;储层改造;投球;防压窜
1 存在问题
1.1 笼统压裂不能充分发挥改造目的层能力。
海南油井三个特点：①含油井段长（300～350米）;②油层多（43个含油砂体），生产层数多（一般>6层）;③单层薄（<5米，一般1-2米）。海南油田油层特殊性，实现不了分层压裂;采用笼统压裂，由于油层渗透率差异大，单层突进严重，不能充分改造物性差储层。考虑采用相应工艺，实现储层均衡动用。
1.2 边底水对压裂效果产生极大的影响。
海南油田属于层状边水岩性构造油藏。例如2018年实施的海南X1井，压裂层段垂深在2275.8--2305.9m。海南3块原始油水界面垂深2308m。压裂最下层离原始油水界面的垂深仅有2.1m。该井措施前日产油2吨，含水25%，措施后液量升高至28方，含水100%，明显水窜，措施失败。因此要避免边底水对压裂效果的影响。
1.3 压裂措施费用高。
压裂费用包括措施费、车组费、作业费三项，所需费用较高。例如海南X2井压裂费用达100万元左右。车组费+作业费占比较少，且按照工序，统一定价。措施费用占比达53%，可通过一定的手段进行控制。材料费占措施费91%左右，可通过降低材料费降低压裂费用。
2 水力压裂措施改进办法研究
2.1多级加砂工艺
应用多级加砂工艺，提高储层动用程度。海南油田油井具有薄互层特点，层间非均值性强，均衡动用各油层，主要解决两个问题：①实现低渗透层的有效改造;②压出更长的裂缝来满足低渗透层对导流能力的要求。
工艺原理：一级加砂采用低排量，压开高渗透层并形成人工遮挡屏障。二级加砂采用高排量，在低渗透层形成较长裂缝，有效均衡动用各储层。
2.2投球暂堵工艺
应用投球暂堵工艺，防止层间矛盾扩大。针对最大渗透率大于1000mD，极差大于50的措施井，采用多级加砂不能实现暂堵转向，可实施投球暂堵转向，尽可能动用低渗透层，防止层间矛盾进一步扩大。
工艺原理：使用大于1.25倍炮眼直径的暂堵球，选择性暂堵高渗透层炮眼，然后采用高排量对低渗透层进行改造，压后暂堵球自动降解。
溶解性能：通过小球浸泡实验，室温条件下48小时后可完全降解。承压性能：实验室条件下承压40.1MPa，可满足海南油田压裂要求。密度选择：采用低密度小球封堵效果更好，封堵率可达100%。
例如海南X3井，最大渗透率1558mD，极差达10，对渗透率>300mD的22、24、26号层进行暂堵（共有炮眼143个），按照1：1.05比例设计150个14-16mm暂堵球。采用投球暂堵后取得明显效果，施工压力从26MPa上升至31MPa。
2.3防压窜技术界限
形成油田防压窜技术界限，提高措施成功率。针对海南层状边水岩性构造油藏，边底水较近具有压窜的风险，通过公式理论计算，得出纯泥岩隔层厚度、排量与压窜风险的关系图版。
按照图版优选压裂目的井与目的层段，在实际应用中可以有效避免压窜水层。一般4-6m3/min排量，要求纯泥岩隔层7m以上，针对纯泥岩隔层<7m的措施井，通过论证又不得不实施的措施井，首先低排量泵入的0.1-0.2mm细粉砂，形成一定厚度的人工隔板，避免压开水层。井例：海南气5C井压裂井段下界距下部出水层9m，纯泥岩隔层5m，考虑纯泥岩隔层厚度小，设计，在前置液阶段低排量泵入1方细粉砂，形成了有效隔板，压裂后未出現水窜，效果明显。
2.4支撑剂应用技术
开展支撑剂应用技术研究，降低压裂材料费用。为降低成本，进行组合支撑剂试验，通过试验得出结论：①组合支撑剂相比单纯石英砂，导流能力有较大幅度提高;②相同粒径的支撑剂组合，有利于保持较高的导流能力;③不同比例的组合支撑剂，陶粒占比对导流能力有一定的影响。④综合效果和经济效益，针对海南油田石英砂占比<80%的20/40目组合支撑剂均可满足压裂要求。
3 结论及建议
海南油田边部低渗透储层，采取水力压裂储层改造措施，可提高储层动用程度，创造可观经济效益。针对压裂过程中出现的问题，研究形成了针对性的措施办法和技术界限，有效提高了措施效果，降低了措施成本。该技术在海南油田应用效果好，可操作性强，下步具有较大的推广应用价值。
参考文献
[1]张新华，张士学.利津油田利853块低渗透油藏压裂改造实践[J].胜利油田职工大学学报.2005（01）
[2]闫范，辛松，辛严冬，江茹，高玉香，王秀霞，高斌，薛玉贤.低渗透油藏压裂改造技术的研究与应用[J].内蒙古石油化工.2005 （08）
[3]张向阳，师国际.沙埝油田低渗透储层的压裂改造效果评价[J]. 新疆石油天然气.2006（02）
关键词：水力压裂;海南油田;储层改造;投球;防压窜
1 存在问题
1.1 笼统压裂不能充分发挥改造目的层能力。
海南油井三个特点：①含油井段长（300～350米）;②油层多（43个含油砂体），生产层数多（一般>6层）;③单层薄（<5米，一般1-2米）。海南油田油层特殊性，实现不了分层压裂;采用笼统压裂，由于油层渗透率差异大，单层突进严重，不能充分改造物性差储层。考虑采用相应工艺，实现储层均衡动用。
1.2 边底水对压裂效果产生极大的影响。
海南油田属于层状边水岩性构造油藏。例如2018年实施的海南X1井，压裂层段垂深在2275.8--2305.9m。海南3块原始油水界面垂深2308m。压裂最下层离原始油水界面的垂深仅有2.1m。该井措施前日产油2吨，含水25%，措施后液量升高至28方，含水100%，明显水窜，措施失败。因此要避免边底水对压裂效果的影响。
1.3 压裂措施费用高。
压裂费用包括措施费、车组费、作业费三项，所需费用较高。例如海南X2井压裂费用达100万元左右。车组费+作业费占比较少，且按照工序，统一定价。措施费用占比达53%，可通过一定的手段进行控制。材料费占措施费91%左右，可通过降低材料费降低压裂费用。
2 水力压裂措施改进办法研究
2.1多级加砂工艺
应用多级加砂工艺，提高储层动用程度。海南油田油井具有薄互层特点，层间非均值性强，均衡动用各油层，主要解决两个问题：①实现低渗透层的有效改造;②压出更长的裂缝来满足低渗透层对导流能力的要求。
工艺原理：一级加砂采用低排量，压开高渗透层并形成人工遮挡屏障。二级加砂采用高排量，在低渗透层形成较长裂缝，有效均衡动用各储层。
2.2投球暂堵工艺
应用投球暂堵工艺，防止层间矛盾扩大。针对最大渗透率大于1000mD，极差大于50的措施井，采用多级加砂不能实现暂堵转向，可实施投球暂堵转向，尽可能动用低渗透层，防止层间矛盾进一步扩大。
工艺原理：使用大于1.25倍炮眼直径的暂堵球，选择性暂堵高渗透层炮眼，然后采用高排量对低渗透层进行改造，压后暂堵球自动降解。
溶解性能：通过小球浸泡实验，室温条件下48小时后可完全降解。承压性能：实验室条件下承压40.1MPa，可满足海南油田压裂要求。密度选择：采用低密度小球封堵效果更好，封堵率可达100%。
例如海南X3井，最大渗透率1558mD，极差达10，对渗透率>300mD的22、24、26号层进行暂堵（共有炮眼143个），按照1：1.05比例设计150个14-16mm暂堵球。采用投球暂堵后取得明显效果，施工压力从26MPa上升至31MPa。
2.3防压窜技术界限
形成油田防压窜技术界限，提高措施成功率。针对海南层状边水岩性构造油藏，边底水较近具有压窜的风险，通过公式理论计算，得出纯泥岩隔层厚度、排量与压窜风险的关系图版。
按照图版优选压裂目的井与目的层段，在实际应用中可以有效避免压窜水层。一般4-6m3/min排量，要求纯泥岩隔层7m以上，针对纯泥岩隔层<7m的措施井，通过论证又不得不实施的措施井，首先低排量泵入的0.1-0.2mm细粉砂，形成一定厚度的人工隔板，避免压开水层。井例：海南气5C井压裂井段下界距下部出水层9m，纯泥岩隔层5m，考虑纯泥岩隔层厚度小，设计，在前置液阶段低排量泵入1方细粉砂，形成了有效隔板，压裂后未出現水窜，效果明显。
2.4支撑剂应用技术
开展支撑剂应用技术研究，降低压裂材料费用。为降低成本，进行组合支撑剂试验，通过试验得出结论：①组合支撑剂相比单纯石英砂，导流能力有较大幅度提高;②相同粒径的支撑剂组合，有利于保持较高的导流能力;③不同比例的组合支撑剂，陶粒占比对导流能力有一定的影响。④综合效果和经济效益，针对海南油田石英砂占比<80%的20/40目组合支撑剂均可满足压裂要求。
3 结论及建议
海南油田边部低渗透储层，采取水力压裂储层改造措施，可提高储层动用程度，创造可观经济效益。针对压裂过程中出现的问题，研究形成了针对性的措施办法和技术界限，有效提高了措施效果，降低了措施成本。该技术在海南油田应用效果好，可操作性强，下步具有较大的推广应用价值。
参考文献
[1]张新华，张士学.利津油田利853块低渗透油藏压裂改造实践[J].胜利油田职工大学学报.2005（01）
[2]闫范，辛松，辛严冬，江茹，高玉香，王秀霞，高斌，薛玉贤.低渗透油藏压裂改造技术的研究与应用[J].内蒙古石油化工.2005 （08）
[3]张向阳，师国际.沙埝油田低渗透储层的压裂改造效果评价[J]. 新疆石油天然气.2006（02）