南部低渗透油藏油井压裂地质选井优化与应用

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《2024年低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》范文

《低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，低渗透油藏的开发变得日益重要。

低渗透油藏因其储层特性，开发难度大，需要精细的井网部署和高效的开发策略。

因此，研究低渗透油藏的井网部署及相应的油藏工程方法，对于提高采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透油藏的井网部署策略及其在油藏工程中的应用。

二、低渗透油藏特征低渗透油藏是指渗透率较低的油藏，其储层特性决定了其开发难度。

低渗透油藏的主要特征包括：储层渗透率低、孔隙度小、非均质性强、含油饱和度低等。

这些特征导致油藏开采过程中存在采收率低、产能递减快等问题。

三、井网部署原则针对低渗透油藏的特性，井网部署应遵循以下原则：1. 合理规划井网密度和井距：根据储层特性和产能要求，合理规划井网密度和井距，确保井网能够覆盖整个油藏。

2. 优化井位选择：根据地质资料和储层特性，选择合适的井位，以最大限度地提高采收率。

3. 考虑经济因素：在满足产能要求的前提下，尽量降低开发成本，实现经济效益最大化。

四、油藏工程方法研究针对低渗透油藏的井网部署，可采用以下油藏工程方法进行研究：1. 地质建模与储层评价：通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布、渗透率、孔隙度等参数，为井网部署提供依据。

2. 数值模拟技术：利用数值模拟技术，建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的油藏开采过程，评估各方案的采收率、产能及经济效益。

3. 历史拟合与优化：根据实际生产数据，对历史拟合结果进行优化，调整井网部署方案，提高采收率。

4. 动态监测与调整：通过动态监测技术，实时监测油藏开采过程中的产能变化、压力变化等数据，根据实际情况调整井网部署方案。

五、实例分析以某低渗透油藏为例，采用上述油藏工程方法进行研究。

首先，通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布和特性。

其次，利用数值模拟技术建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的开采过程。

通过历史拟合与优化，确定最佳井网部署方案。

超低渗油藏整体宽带压裂技术研究与应用

41长庆油田采油三厂靖安油田D油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，无断层发育，属于典型的超低渗的油藏。

随着油田持续开采，油藏开发进入开发中期，开发面临的问题矛盾日益突出，油井长期低产低效问题难以解决[1]。

采用常规压裂措施后产量稳产期短，含水升幅高[2]，无法满足当前阶段的油田生产开发需要，因此，亟需研究新的工艺方法解决当前油井低产低效的现状。

近年来，为了改善井网的水驱效果，长庆油田开始试验了宽带压裂技术，先后在多个油田取得了较好的应用效果[3-5]。

宽带压裂技术是在初次常规压裂的基础上对油藏进行二次重复压裂改造的过程，通过缝端暂堵及缝内多级暂堵技术提高侧向压力梯度，增大了裂缝的侧向波及范围，改变了优势水驱方向，并且通过对堵剂的不断优化，实现了提液控含水、提高单井产量，有效的降低油藏递减速度，为采油三厂中高含水阶段油藏高效开发具有深远的指导意义。

1 宽带压裂技术实施背景1.1 储层物性差，低产低效井占比高靖安油田D油藏北部、东部、西北部物性相对较好，单井产量相对较高，油藏南部、西南部物性较差，单井产量低。

经过统计发现，油藏物性较差部位油井低产低效占比高，为30%。

分析认为，由于储层物性差，导致注采系统主、向侧向井无法形成有效驱替是造成油井低产低效的主要原因。

而宽带压裂技术通过“控制缝长、增加带宽”的思路对储层进行大规模改造，主向裂缝半长控制在110~120m，侧向裂缝带宽控制在50~60m，可以建立超低渗透D油藏井组的有效驱替，实现油藏高效开发。

1.2 常规压裂效果差，侧向剩余油动用少通过对靖安油田D油藏2018—2021年常规压裂实施效果进行统计。

结果表明：四年内实施常规压裂后油井平均单井日增油0.76t，措施增油水平较低，难以充分动用侧向剩余油；措施后油井含水达60%，含水增幅超过20%，达到21.1%，这对中含水期油藏开发非常不利。

因此需要对常规压裂的工艺参数进行优化，在提高单井增油的基础上控制含水上升幅度，见表1。

新民油田低渗透油藏压裂技术研究

新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。

关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。

储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。

而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。

一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。

针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。

1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。

2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。

3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。

4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。

在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。

5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。

石油工程技术井下作业油田井下压裂技术要点分析

油田井下压裂技术要点分析1油田井下压裂施工技术工艺分析1.1分隔分层压裂工艺作为油田井下压裂施工中较为常用的压裂施工技术，分隔分层压裂工艺的工艺成本较高且工艺流程相对复杂。

封隔器作为该工艺重要设备主要由单封隔型、双封隔型以及滑套型三种。

其中，单封隔型多用于大型油井与中型油井中，主要应用在油井的最下层。

而双封隔型的应用较为广泛，可以适应任何种类的油井，同时，压裂施工受到油井层限制较小。

对于滑套性封隔器来说，则可以用于反复压裂、较深的油井中。

在应用滑套性封隔器压裂过程中，首先应保证压裂机喷砂仪上有滑套，其原因在于能够确保内部压力、压裂较大，能够实现迅速喷射。

现阶段，该项技术应用在国内油田中应用较为广泛。

1.2限流分层压裂工艺当压裂施工技术要求较高且较为复杂时，多采用限流分层压裂工艺。

主要应用于压开层数多、压裂所需压力差异性较强的施工中。

限流分层压裂工艺在实际的应用过程中需要针对具体情况进行高速喷射口的改变，也就是利用随时改变高速喷射口直径的方式有效改变喷射压力，从而进一步提升单位时间内的注入量。

施工时，首先需要采用直径相对较小的喷射口，逐渐提高井下的压力，直到压力高于油井所能承受的最大负荷后，再进行直径的改变，采用较大直径口径的喷射口。

针对不同油井层的压力，确保油井层产生裂缝能够顺利流出原油。

除此之外，对于水平油井来说，限流分层压裂工艺的应用能够依据油层厚度的不同，采取施加不同压力的方式，使得压裂能够纵向产生裂缝，进而提高工艺水平。

但同时，需要注意的是，限流分层压裂工艺往往对高速喷射井口的直径与密度有着较高的要求，所以仅适合满足其条件的油井。

由于局限性较强，在实际应用中受到了制约。

1.3注蜡球选择型压裂工艺在进行油田井下压裂时，注蜡球选择型压裂工艺的施工原理在于改变原有的堵塞剂，并将其更换为注蜡球进行后续的压裂。

一般来说，最先受压的为具有高渗透层的油井，随着蜡球不断封堵高渗透层，会导致井下压力不断增强，一旦压力到达相应程度时，油层便会随之产生裂缝。

特低渗透油藏油井压裂裂缝参数优化

（．ＣｌｇｆＰｔｏｅｍＥｇｅｉｇ，ｈｎｉｅｓｔｆＰｔｏｅｍ（ａｏｇ）ＱｎｄｏＳａ — １ｏｌｅｏｅｒｌｎｅｒｎＣｉａＵｎｖｒｉｏｅｌｕＨｕｄｎ，ｉｇａ，ｈｎｅｕｙｒ
ｄｎ２６５，ｈｎ２ｏｇ，６５５Ｃｉａ；．ＲｅｅｒｈＩｓｉｕｅ０Ｏｉｓａｃｎｔｔｔｌ＆ＧａｃｎｌｇＣｈｎｑｎｌｅｄＢｒｎｈ， ’ ｎ，ｓＴｅｈｏｏｙ，ａｇｉｇＯｉｆｉｌａｃＸｉａ
Ｓａｎ，１０１，ｉａｈａｘｉ７０２Ｃｈｎ）
Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ｈｙａｉｒｃｕｒｎｓａｆｅｔｖｅｈｏｏｉｐｏｖｔａｌｄｒｕｌｆａｔｉｇｉｎｅｆｃｉｅｍｔｄｔｍｒｅｕｌｒ —ｏｗｒａｌｙｒｓｒｉｅｃｐｅｍｅｂｉｉｅｅｖｏｒｄ — ｔｖｌｐｍｅ．ｏｐｒｆａｔｉｇｐｒｍｅｅｓｓｌｃｉｓｒｑｕｒｄｔａｄｎｔｇｅｏｈｅｆａｔｅｅｏｎｔＰｒｅｒｃｕｒｎａａｔｒｅｅｔｏｎｉｅｉｅｏｔｋｅａｖａａｆｔｒｃｕｒ．Ｔａｎｇｕｌｋｉ — ｔａｌｗｒｅｂｉｉｙｒｓｒｏｒｓａｘｍｐｅ，ｄｒｕｉｒｃｕｅｉｉｕａｅｕｉｒｃａｕｌｒａｄＰＥＢＩｒ —ｏｐｅｍａｌｔｅｅｖｉａｎｅａｌｈｙａｌｃｆａｔｒｓｓｍｌｔｄｓｎｇｅｔｎｇａｎｇｒｄＴｈｒｕｇｒｓｒｏｒｉｕａｉｉ．ｏｈｅｅｖｉｓｍｌｔｏｎ，ｒｃｕｅｚｍｕｈａｏｎｃｉｔｐｎｅｒｔｏｎａｉｉｎｒｅｎｎｅｆａｔｒａｉｔｎｄｃｄｕｔｖｉｙ，ｅｔａｉｒｔｏｎｉｖｅｔｄｉ — ｓｏａｔｒｒｔｍｉｅ．Ｔｈｅｅｆｃｆｆａｔｒａａｅｅｓｏｖｌｐｍｅｔｐｒｏｒａｃｌｒ —ｏｐｒｐｔｐｔｅｎａｅｏｐｉｚｄｆｅｔｏｒｃｕｅｐｒｍｔｒｎｄｅｅｏｎｅｆｍｎｅｏｆｕｔａｌｗｅ — ｍｅｂｌｔｅｅｖｉｓａｌｚｄｕｉｔｏｇｎａｘｒｍｅｔＴｈｅｕｔｓｗｓｔｔｗｅｌｐｔｅｎｓａｉｉｙｒｓｒｏｒｉｎａｙｅｓｎｇｏｒｈｏｌｅｐｅｉｎ．ｅｒｓｌｈｏｈａｌａｔｒｈｏｕｄｃｎ— ｌｏｓｄｅｒｃｕｅａｉｉｒｆａｔｒｚｍｕｔｒｔｘｉｈｏｈｅｍａｍｕｍｒｚｔｌｓｒｓｒｅａｉｎｔｉｔｔｕｅｔｉｈｅｈｒｃｕｅｈｏｉｏｎａｔｅｓｏｉｎｔｔｏ．ＩＳｎｏｒｈｅｈｇｒｔｅｆａｔｒｆｏｃｎｄｔｖｔｎｄｐｅｔａｉｎｒｔｏ，ｈｅｂｔｅｆｄｖｌｐｍｅｔｐｒｏｍａｅＩｔａａｐｔｍｕｖａｕｅｌｗｏｕｃｉｉｙａｎｅｒｔｏａｉｔｅｔｒｏｅｅｏｎｅｆｒｎｃ．ｎｓｅｄ，ｎｏｉｍｌｅｉｔ．ｒｕｔａｌｗｅｍｅｂｉｉｙｒｓｒｏｒ，ｈｅｍａｎｐａａｅｅｈｔａｆｃｓｒｃｅｙｉｒｃｕｅａｉｕｈ，ｘｓｓＦｏｌｒ —ｏｐｒａｌｔｅｅｖｉｔｉｒｍｔｒｔａｆｅｔｅｏｖｒｓｆａｔｒｚｍｔｆｌｏｅｒｃｕｅｃｎｄｔｖｔｎｄｐｅｔａｉｎｒｔｏｏｌｗｄｂｙｆａｔｒｏｕｃｉｉｙａｎｅｒｔｏａｉ．ＴｈｅｍａｎｐｒｍｅｅｈａｆｅｔｔｒｃＳＩａ — ｉａａｔｒｔｔａｆｃｓｗａｅｕｔｉｒｃｔｒｏｎｕｅｃｄｕｃｉｉｙ，ｏｌｗｅｙｆａｔｅａｉｔｖｔｆｌｏｄｂｒｃｕｒｚｍｕｔｎｎｔａｉｎｒｔｏｈａｄｐｅｅｒｔｏａｉ．Ｋｅｒｓｏｐｒａｉｔｏｌｆａｔｒｆａｔｅａｉｔｆａｔｒｏｄｕｔｉｙ；ｕｒａｉａｉｎｙｗｏｄ：ｌｗｅｍｅｂｌｙｐｏｓ；ｒｃｕｅ；ｒｃｕｒｚｍｕｈｒｃｕｅｃｎｃｉｔｎｍｅｃｌｓｍｕｌｔｉｖｏ

压裂技术理论及应用

• 10 > k > 0.001 md (Gas)
• 100 > k > 0.1 md (Oil) • 储层厚，含油性好 • 隔层遮挡性好 • 泄油面积大
复杂的压裂储层特性
• • • • • • k ≥ 100mD或 k ≤ 0.1 mD (Oil) k ≤0.001 mD (Gas) 储层薄，含油性差隔层遮挡性差透镜体油气藏敏感性储层
粘度大大降低，破胶化水的压裂液沿裂缝流向井底，排出地面，
携带的支撑剂随即在裂缝中沉降，在地层中形成了具有一定长度、宽度和高度的高导流能力的支撑裂缝。改善了地层附近流体的渗流方式和渗流条件，扩大了渗流面积，减小了渗流阻力并解除了井壁附近的污染，从而达到增产、增注的目的。
5
6
A-07 Design
20
压裂液
压裂液是压裂工艺技术的一个重要组成部分。主要功能是造缝并沿张开的裂缝输送支撑剂，因此液体的粘性至关重要。
成功的压裂作业要求液体除在裂缝中具有较高的粘度外，还要
能够迅速破胶；作业后能够迅速返排；能够很好地控制液体滤失；泵送期间摩阻较低；同时还要经济可行。
最初的压裂液为油基液；20世纪50年代末，用瓜胶增稠的水基液日见普及。1969年，首次使用了交联瓜胶液。当时仅有约10%的压裂作业使用的是凝胶油。目前，约有85%以上的压裂施工用的是以瓜胶或羟丙基瓜胶增稠的水基凝胶液；凝胶油作业和酸压作业各占约5%；增能气体压裂约占10%。
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压裂工艺
压裂工艺流程压裂裂缝扩展及增产机理压裂设计方法压裂工艺技术压裂测试方法
压裂施工评估方法
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1.压裂工艺流程
压裂液罐压裂井口
低压管汇
高压管汇

深井低渗储藏压裂配套技术完善与应用

１压裂液变粘技术
由上图可知，将泵入地层的压裂液分层十段，第段液体遇到的温度就是地层温度，它将地层冷却，随着后续液体的进入，步呈梯度状冷却缝口断面。逐大规模压裂注入地间长，于压裂液的降温作由用，不同阶段压裂液所接触的裂缝壁面温度差较大，同时备段压裂液的作用不同，采用中高温一中温一低温三种配方液体体系的组合，置液为中高温体前系（Ｏ１０，重压裂液的耐温抗剪切性，成８～２ ℃）注形水力劈尖压力，于压开地层充分造缝和降低地层用温度；砂液注重其携砂性能，温压裂液的热稳携高
表２中温压裂液体系的耐温耐剪切性能
时间（ｉａ）ｒｎ０５１０２３６０００８１０００
为提高加砂规模，大支撑缝长和支撑带导流增能力，场做法是先加入粒径为 “ ．０～０现０４ｍｍ．７ｒｍ” 撑剂，０ａ支再加入“ ．５０４ｍｍ－Ｏ９ｍｍ” 径的－．０￣粒支撑剂。由于支撑剂在裂缝中的运移并不是段塞式的，就是说，也前段加入的小粒径支撑剂将有一部分不能被携带到裂缝远处，与后段加入的大粒径的而相混合，而影响导流能力，为此室内对混入部分小粒径的支撑剂组合进行了导流能力和渗透率的测试。测试结果见图３。

低渗透油藏大规模长缝压裂技术研究与应用

［考文献］参［］蒋廷学，１汪永利，云宏．压裂方案经济优化丁的智能专家系统研究．石油学报，０４２：６２０，５６
—
６．９
井距、造长缝；以提高其单井控制储量、采油速度、采收率并减少钻井井数与投资为目的。截止１２月３１日，完钻井２６口（４油１１２水）正，在钻井２口（油１，１水）投产２０口，其中采取仿水平
胜利油田低渗透油藏具有埋藏深、储层温度高
的特点，如桩西油田桩８７块埋深超过３０ｍ，度３５０温接近１０渤南油田Ｓ储层埋深超过３０ｍ、度５ ℃；３３０温达１０Ｃ以上；层自然产能低或无自然产能，须３￣储必
丰度低，无法实现经济有效的开发，为此提出了大井距、排距的布井理念，油、井的井距增大，、小将水油水井的排距减小，现由油、井之间点对点驱替向实水水井排、油井排之间的驱替，提高动用程度和采收
率。
经压裂改造才能达到经济有效开采的目的。但由于储层受埋藏深度、压实作用强等因素影响，孔喉细小，现为低渗透、表特低渗透特征。采用常规压裂，裂缝有效支撑缝长较短，压后初期产量较高，压裂有但效期短，产量下降快。对于低渗透、特低渗透而言，随着渗透率的降低，增加裂缝长度，对提高单井增产倍数更为有利，因此为了延长压裂有效期，现压后稳实产，要求在一定井网井距的条件下，可能造长缝，尽从而增大泄油面积，加油井产能。增２渗透理论研究低渗透油藏开发早期，没有认识到非达西渗流特征，井距的确定沿用中高渗透油藏常用的前苏联确定井距方法。该方法考虑经济因素较多，确定的井

厄瓜多尔Parahuacu油田井身结构优化与应用

是卡钻的风险。

在高速钻进时，易造成PDC 钻头的损坏和定向工具的磨损，主要为螺杆扶正器衬套或旋转导向推靠装置的磨损，PDC 钻头保径齿的破坏，因此，为保护PDC 钻头和定向工具，一般做法是通过降低钻进参数，但导致机械钻速低。

(3)油田不同区域储层压力差异大，油田中部该层位属于低压油藏，北部的Basal Tena 地层压力系数为1.366，属于高压油藏，储层类型为中低孔、中高渗类型，南部区域开发程度低，油藏压力保持良好，接近原始地层压力，在北部和南部钻井井控风险增大，有一定井喷风险。

如果与Napo 组的两套低压油藏同存，会存在高钻井液密度污染损害Napo 组储层的情况，并且容易诱发上喷下漏的问题，需要有针对性的调整井身结构。

(4)Napo 组下部有多套含油砂岩，该层段页岩、灰岩和砂岩交替发育，页岩具有裂缝发育，松散破碎，容易垮塌，产层砂岩孔隙度大，渗透性高，井壁容易堆积较厚泥饼，容易发生压差卡钻。

(5)Napo 、Hollin 地层含高岭石层段的岩石极易水化膨胀，造成井眼缩径失稳，因此，在下入尾管过程中，存在下入困难，甚至未下到预定位置的情况，造成井下风险增高、钻井周期增长等不利。

2 井身结构优化设计2.1 地层必封点确定根据P 油田地质工程特点，结合油田开发需求，参考目前相关工艺技术水平，加上对同区已钻直井、定向井的实钻情况进行研究，分析得出本区块纵向上存在三个必封点：(1)必封点1：井深10～50m 左右。

地表浅层疏松，易窜漏，若长时间浸泡，还可能出现垮塌，造成钻机底座不平稳等风险。

(2)必封点2：Tiyuyacu 组上部。

一方面，上部第三系地层新，欠压实，存在大段泥岩和页岩，易水化膨胀，井壁稳定性差；另一方面，虽然上部泥、页岩层和下部大段砾石层防塌需求高，但二者防塌机理不同，钻井液性能差异大。

因此，将必封点设在Tiyuyacu 组上部，以适时封隔晚第三系高水敏性垮塌层。

(3)必封点3：Napo 组上部。

超低渗透油田L井区整体压裂参数优化

见公式（１）。
＝
多的研究＿七Ｊ，但是他们仅从采收程度单方面考虑裂缝参数取值范围，而没有考虑经济因素，这使得
结果具有局限性甚至错误。另外也没有提出对裂缝参数的验证方法，这使得所得的结果的可信度进
现场数据检验裂缝参数的可靠性。
Ａｘ
（１）
式（１）中，、分别为实际裂缝渗透率和等效裂缝渗透率， ×１０～ｍ；为实际裂缝宽度，ｍ；Ａｘ
为模拟裂缝网格宽度，ｍ。
１油藏与裂缝耦合模型
地质储量１４１×１０ｔ，累计探明天然气储量４．１× １０ｍ，分别占全国油气储量的４９．２％和６３．６％¨ 。可见低渗透油田将成为维持我国油气资源增产和稳产的主力军；而整体压裂技术是实现低渗透油藏高效开发的一项关键措施。前人对该方面做了较
一
步降低。鉴于以上的缺点，本文在前人的基础
上，分别对角井缝长、边井缝长和导流能力给出合
理取值范围，通过正交优化设计整体压裂方案，采用模糊数学的方法从采出程度和净现值等多个角
度优化整体压裂参数，最后采用历史拟合的方法和
２０１３年６月２８日收到
第一作者简介：吕铁（１９８６一），男，工程师，硕士。研究方向：油气

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南部低渗透油藏油井压裂地质选井优化与应用
【摘要】压裂是低渗透油气藏提高采收率的有效方法和重要手段，本文利用统计分析的方法研究了低渗透油藏开发条件及油层参数与压裂效果间的关系，并开展参数敏感性分析，建立相应的数学及求解模型，对油井（层）能否采取压裂作出定量判断。

经矿场实践，取得较好效果，为低渗透油藏压裂选井选层提供了理论依据。

【关键词】油层参数敏感性求解模型选井选层
1 压裂选井背景
1.1 新增探明储量中低渗透油藏储量所占比例较大
随着滚动勘探开发工作的深入，新增储区块基本上属于埋藏较深、单井产能低的低渗透油藏。

2002-2009年大港南部油田实现增储3076万吨，其中低渗透油藏增储2211万吨，占72%。

1.2 低渗透油藏的储量和产量比例越来越高
随着低渗透油藏的逐步投入开发，该类油藏储量比例由12.9%上升至17.6%，产量比例由19.3%上升至28.7%。

可见，低渗透油藏在南部油田开发中的作用越来越重要。

1.3 低渗透油藏压裂效果逐年变差
低渗透具有自然产能低的特点，一般需要压裂改造才能获得效益开发。

然而，随着开发的深入，压裂效果呈现逐年变差的趋势，即使处于同一断块或者相邻井区，在注采比、存水率、受益方向等选井指标相近的情况下，压裂效果也存在天壤之别。

综合分析认为，传统依靠地质人员通过地质分析及经验判断，定性地选出的压裂井或层往往不是最优的。

因此，如何提高老井压裂效果成为了紧迫问题，而改善压裂效果的首要条件是保证选井选层的质量。

2 压裂选井的原则
影响油井压裂效果的因素很多，其中压裂井的开发及油层参数条件是决定压裂效果好坏的基础，也是确定压裂地质选井的出发点和落脚点。

以下将从开发条件和油层参数条件两方面对压裂效果的影响进行评价。

2.1 优选油井应满足开发条件
开发条件相对较多，但主要包括压裂次数、受益方向、含水、产液量、初期日产油等五项参数。

为强化规律认识，进一步弄清压裂与开发条件间的关系，在总结南部油田2000-2009年以来压裂井效果的基础上，重点对以上三项参数与压裂效果的关系进行统计分析。

2.1.1 压裂效果与压裂次数关系
从历年统计中得出，压裂效果总体上随压裂次数的增加而变差，虽然一次压裂效果虽好于二次压裂井的效果，但压裂平均单井累增油相差不大，三次压裂效果明显变差。

2.1.2 压裂效果与受益方向关系
从表2中可以看出，随着井网完善程度的提高，压裂效果变好，压裂选井应该是双多向受益井。

2.1.3 压裂效果与含水阶段关系
从表3中可以看出，中低含水期压裂效果较好，进入中高含水期压裂效果变差，总体来看，含水进入60%以后是压裂效果的分水岭，含水高于60%以后，压裂效果明显变差。

根据上述研究成果，综合各参数，可以初步筛选出开发有利井。

即压裂次数小于3次、双多向受益井、含水小于60%、日产液小于20方、初期日产油大于5吨。

2.2 优选油井应满足一定油层参数
油层参数主要包括地层压力、渗透率、孔隙度、含油饱和度等。

在统计分析各参数与累增油之间关系的基础上，进行参数敏感性分析，并通过归一化处理，从而建立起油井压裂的条件方程。

为提高研究精度，在进行油层参数与累增油关系分析之前，首先对表征有效厚度和地层压力的参数进行优化。

一是表征有效厚度参数的优化。

由于南部油田纵向上含油层数多，实际开发中发挥作用的主要是沉积连续、分布稳定的砂体；二是表征地层压力参数的优化。

由于实际油井测压资料相对较少，传统的选井方法中，地层压力一般是用存水率、注采比及累计注采比来表征，本次分析用存液率表征地层压力。

在对参数进行优化的基础上，以段六拨油田为例进行研究分析。

2.2.1 压裂效果与存液率和厚油层比例的关系
从图1、图2中可以看出，存液率和厚油层比例与累增油呈明显的正相关，即存液率越高，厚油层比例越大，压裂效果越好。

段六拨油田获得较好压裂效果的存液率下限为0.17，厚油层比例下限为25%。

Z段六拨=0.33×存液率+0.25/渗透率+0.21×厚油层比例+0.21/孔隙度
为验证条件因子的可行性与适用性，利用段六拨油田已实施井的效果与条件因子进行回归，建立累增油与条件因子的关系图版，从图版中可以看出，条件因子与压裂效果具有很高的相关性，证明条件因子具有很强的可靠性。

利用同样的方法，对小集及舍女寺油田的条件因子进行了统计分析，并得出小集与舍女寺油田的条件因子表达式。

Z小集=0.36×存液率+0.23/渗透率+0.21×厚油层比例+0.20/孔隙度
Z舍女寺=0.35×存液率+0.21/渗透率+0.25×厚油层比例+0.19/孔隙度
通过油层参数与累增油关系研究，得出油层参数对累增油的综合影响因子（压裂条件因子），从而筛选出油层条件有利井。

2.3 优选油井应满足一定经济效益
为了对油井压裂后的增油量进行预测，以判断油井压裂的经济效益，建立了油井压裂增产盈亏模型。

应用模型可计算出压裂措施的门槛产量，措施累增油量高于门槛产量，则措施从经济上有效，反之无效。

油井压裂增产盈亏模型为增产与创效之间搭建了平台。

式中：
S——当前原油价格，元/吨；∑Q——压裂措施累增油，吨；
M——累增油的经营费用，万元；
N——压裂措施费用，万元；
I——吨油附加税，元/吨。

依据以上三方面研究成果，对油井压裂地质选井的各个环节形成有效控制，最终优选出有利压裂井。

即通过压裂增产盈亏模型确定门槛产量，在此基础上，综合应用开发条件有利和油层参数条件因子，确定最终的压裂油井，从而建立了油井压裂改造地质选井的优化模型。

3 实施效果与认识
3.1 实施效果
依据研究成果，2010年对段六拨、小集、舍女寺等油田的28口待压油井进行进一步优化，通过参数综合约束，最终筛选18口油井实施压裂改造，实施后，
压裂有效率由69.2提升至88.2%，平均单井增油由961上升至1050吨，取得较好的效果。

3.2 认识
（1）历史压裂效果总结及油藏工程研究是改善油井压裂效果的基础。

（2）用存液率替代存水率、注采比，更能真实反映地层能量保持状况，有效提高了压裂措施的成功率。

（3）通过对南部低渗透油藏油井压裂研究与实践，初步形成适合南部低渗油藏油井压裂改造的配套技术。

参考文献
[1] 宋永，刘春林，陆仁桓，等.影响油藏压裂效果的因素分析[J].大庆石油地质与开发，1995，14（2）：38-41
[2] 张俊法，常剑，杨瑞敏，等.用综合评判方法优选压裂井层[J].断块油气田，2001，8（1）：27-29
[3] 张昌发（编著）.统计分析的理论和方法.北京：中国铁道出版社，1991。