安塞油田主要含油层组长6具有低渗、低压、低产特征:平均孔隙度12.4%、空气渗透率1.29×10-3 μm2；原始地层压力8.3~10.0 MPa、压力系数0.7~0.8、地饱压差3~4 MPa；油层无自然产能，经压裂和注水后，单井日产油能力2~3 t。
早期地应力测试结果显示，最大主应力方位基本平行于人工裂缝方位，为NE60°~80°。2009年室内试验和现场测试结果表明，最大主应力方位与原方位已产生20°~30°的夹角，但水平应力差值保持在2 ~4 MPa之间，有利于压裂缝网的形成。
天然裂缝走向主要有近SN向和EW向两组，裂缝密度2~2.5条/m；人工裂缝平行于水平最大主应力方向，方向基本一致，为NE60°~80°，高度8~26 m。对安塞油田各区块的裂缝特征较清楚的认识，很好地应用在井网优化和储层改造方面。
安塞油田压裂工艺的发展过程分为前期试验、工艺攻关、规模应用、新工艺应用4个阶段[1]。
前期试验阶段(1983~1987年)：通过对17口井开展单井小排量、低砂比小型水力压裂试验。
工艺攻关阶段(1991~2000年)：通过研究井网与压裂适配关系，初步形成整体压裂技术，逐步开展裂缝形态与配套压裂工艺技术研究，并开展了爆燃压裂等多种工艺技术试验，初步形成压裂工艺技术体系。
规模应用阶段(2002~2012年)：逐步完善形成了暂堵压裂、改变相渗压裂、堵水压裂、水力喷射分段压裂多种压裂技术体系，并开始规模化应用。
新工艺应用阶段(2012年~至今)：开展大规模混合水体积压裂技术研究，探索压裂增产新技术。
王窑、侯市等老区中高含水井逐渐增多，近年加大老区加密及扩边，因水洗程度高，储层含水饱和度高，常规压裂仅会形成裂缝延伸，难达到控水增产效果。为此，针对不同见水类型，分别采取改变相渗压裂和堵水压裂等控水压裂技术试验(表 1)。
从油井注入选择性堵剂，顶替至裂缝深部，对近井裂缝进行封口和小规模加砂改造，形成新的渗流通道[2](图 1)。
安塞油田前期分别采取“先压后堵”和“先堵后压”两种堵水改造工艺。先堵后压工艺实施井表现为“提液不增产”，受再次压裂易仍沿原先的裂缝延伸影响，含水大幅上升；先压后堵工艺实施井表现为“不提液不增产”，含水下降幅度不大，未增油(表 2)。
针对前期实施效果差，对施工工艺进行筛选，认为先压后堵无增产潜力，而先堵后压工艺需进一步优化，改进为定向射孔压新缝工艺。
在先堵水后压裂改造时，先通过测井手段首先确定剩余油方位，利用陀螺测斜仪定向优化射孔，最后控制改造规模进行压裂(图 2)。目前，在王窑老区共实施4口，射孔方位NE20°，与最大主应力方位NE62°呈40°夹角，有效井3口，平均单井日增油0.4 t，该工艺是安塞油田高含水主体挖潜方向。
利用RPM聚合物分子亲水性特点，吸附在储层岩石表面后形成选择性屏障，未被吸附部分可在水中伸展，从而起到增加流动阻力，降低水相渗透率的目的(图 3)。
杏1井室内岩心实验表明，经RPM液处理后水相渗透率降低77%(表 3)。
在施工过程中，采取前置小排量(0.4~0.6 m3/min)注入改变相渗剂，然后再加砂压裂。该工艺适用于中高含水区域及长2底水油藏，共实施49口井，含水平均下降2.1%，相比常规压裂控水效果明显(表 4)。
近年来，体积压裂技术的成功运用使得国外致密油、致密气获得成功开发[3-5]。结合安塞油田储层特征、设备能力、地面条件等，按照体积压裂原理，探索具有安塞油田特色的体积压裂技术，即：在定向井推广混合水压裂技术；在水平井推广水力喷射分段多簇压裂技术。
根据主力层位长6的脆性指数高、油层厚度大的特点，采取“大排量、大砂量、大液量、低砂比”的工艺思路[6]，在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝，增加改造体积，提高单井产量。
在具体设计思路上，以单井“井网、水线、剩余油”三大地质特征为主控因素，采用“控制缝长+多缝”的主体技术思路，开展暂堵、定向射孔等工艺联作(表 5)，提高改造体积，实施后平均单井日产4.6 t，比常规压裂井产能提高1倍。
(1) 暂堵+混合水体积压裂。针对裂缝主向方位对应油井存在多向见水井，先小规模暂堵压裂，控制老裂缝，产生新缝，再进行混合水体积压裂，挖掘裂缝侧向剩余油。
(2) 定向射孔+混合水体积压裂。针对井网边部、裂缝侧向剩余油富集，储层纵向上存在隔夹层的油井，通过定向射孔，诱导改变人工裂缝方向。
(3) 分层+混合水体积压裂。针对多油层开采、隔夹层发育、层间物性差异大的油井，采用单上封压裂下层，再填砂压裂上层，在储层纵向上形成多条独立的裂缝系统，提高储层改造体积。
对井筒试压合格井均采用光套管注入，针对套损井采用Φ88.9 mm加厚油管(内径76 mm)加对应封隔器及水力锚。
安塞油田水平井储层改造工艺由最初的“填砂+液体胶塞分段压裂”发展到以“水力喷射分段压裂”为主的分段多簇压裂工艺，通过高速水射流射开套管和地层并形成一定深度的喷孔，流体动能转化为压能，在喷孔附近产生水力裂缝，有效地提高了改造效果(表 6)。
目前，安塞油田已形成了控水压裂和体积压裂两大体积体系，但对高含水井特别是水淹井增产效果幅度低，未达到规模化应用要求，而长期低产低效井治理还缺乏有效手段。因此，下步发展方向为高含水井压裂改造和进一步提高改造体积。
针对随着老区注水开发时间延长，以单井为单元水驱规律较为复杂，地应力场参数发生变化等特征，需要进一步加强水驱规律、地应力变化研究、裂缝形态研究的基础规律，并为工艺优化提供依据。
(1) 提高裂缝封堵强度。一方面改进堵剂类型：凝胶体系在地层中发生弹性变化，水驱作用下在裂缝中移动，因此在配方中增加石英粉或硅粉等无机堵剂。另一方面优化施工工序：第一段弱凝胶封堵远端大裂缝，第二段弱凝胶填充主裂缝，第三段高强度地下固化化学堵剂封口，进一步提高封堵效果。
(2) 定向射孔诱导裂缝有效转向。安塞油田剩余油主要分布在裂缝侧向和水驱无法波及的区域，在地应力变化、微裂缝发育的复杂条件下，利用定向射孔实现裂缝转向至有利方位，有效动用剩余油。
(1) 试验径向钻孔、多级暂堵等与混合水压裂联作。通过运用径向钻孔技术，利用径向井眼引导水力裂缝在储层中多向扩展；通过配套专业加注设备，实现混合水压裂与多级暂堵压裂的集成，增加裂缝复杂程度。
(2) 探索多井同步缝网体积压裂工艺，利用井间应力干扰，促进水力裂缝扩展过程中相互作用，获得连通多井的复杂裂缝网络，提高多井采收率。
2014, Vol. 43 Issue (1): 78-81
2014, Vol. 43 Issue (1): 78-81