吉林油田实施集团压裂激发老区生产动力

2017-07-06 08:44 [勘探炼化] 来源于：中国石油报作者：中国石油报

导读：集团压裂可实现大规模多井同层同步压裂。从去年4月试验成功后，吉林油田已试验13个区块132口井，累计增油1.02万吨，是常规重复压裂的1.5倍以上。中国石油网消息（记者王珊珊）7月3日，记者从吉林油田钻采工程部获悉，自去年4月实施开展大规模集团压裂以来

　　集团压裂可实现大规模多井同层同步压裂。从去年4月试验成功后，吉林油田已试验13个区块132口井，累计增油1.02万吨，是常规重复压裂的1.5倍以上。

　　中国石油网消息（记者王珊珊）7月3日，记者从吉林油田钻采工程部获悉，自去年4月实施开展大规模集团压裂以来，已试验13个区块132口井，其中，投产3个月以上的有8个区块68口井，截至6月末已实现累计增油1.02万吨，预测有效期内累计增油1.85万吨，是常规重复压裂的1.5至2倍，产出投入比可以达到1.28，经济效益良好。

　　吉林油田是典型的“三低”油田，低渗、特低渗透油藏储量占油田总储量的70%以上，储层压裂改造是必由之路，投入开发以来，基本上是“吃压裂饭、过压裂年、唱压裂歌”。近年来，受资源劣质化和开采程度加深的双重影响，吉林油田多井低产现象日益突出，常规重复压裂效果、效益逐年变差，传统做法已经不能适应现阶段的开发需求，需要创新理念和技术，改变压裂只为单井增产的思维定式。在这种需求下，集团压裂这种重复压裂与开发方式结合，可改善注采关系、发挥井网作用、增加可采储量的新型压裂方式应运而生，为油田稳产、效益开发提供了技术支撑。

　　所谓集团压裂，就是以注采单元为最小实施单位，整合“转、驱、扰、调、蓄、工厂化”等技术手段，最大限度沟通现有驱替系统没有波及的原生孔缝系统和改造基质，以持续改善注采关系，发挥现有井网作用，增加水驱动用储量，提高采收率，一定程度上起到深度二次开发调整的目的。

　　去年4月，吉林油田在新立Ⅵ区块开展首例大规模集团压裂先导试验，共压裂改造17口井38个层段。与常规压裂对比，工作效率提高5.5倍，采收率增加2个百分点，费用节约200万元。在此基础上，吉林油田进一步扩大现场应用规模，阶段取得较好效果。

　　试验过程中，科研人员综合吉林油田及国内相关油田资料分析认为，影响油井压裂效果的油藏因素很多，其中压裂井所处区域的储层分布状况、剩余油分布规律、能量保持状况及注采关系认识，是决定集团改造效果好坏的基础。

　　首先，集团压裂目标区域选择要满足油水井整体改造条件。研究人员对储层平面发育状况、物性分布特征、砂体连通等情况进行评价，建立井网与砂体的控制模型，构建储层空间格架，优选储层发育稳定、局部四性关系对应好、砂体连通率高，可实现多井同层同步压裂的区域作为整体治理提效区。

　　其次，剩余油研究成果是保障集团压裂增产的关键。吉林油田地质人员联合应用油藏监测资料对水驱规律进行分析，把剩余油分布状况落实到井、层、方向。之后对分层剩余资源进行定量刻画，对于产液量较低的井采取温差法测试，提高认识精度。把每个小层的阶段注水量及产液、产油量细致劈分，确定了每口井每个层的剩余油潜力，对注采比高、产液产油下降幅度较大、综合含水较低的层位优选实施改造。

　　再次，储层能量高低是决定后期稳产的关键。统计分析得出，历史上大于饱和压力、等于或者小于地层压力的井重复压裂改造后增产量明显较多，说明合理的流动压力对压裂增产及有效稳产影响较大，生产过程需要及时调整配注方案并保持较合理的流动压力。新立Ⅵ区块集团压裂试验区压裂用液是常规压裂的4.3倍，地层压力提高了2.8兆帕，通过合理控制油井流压，周围老井递减率下降了3.1个百分点。

　　截至6月末，吉林油田已在5个采油厂13个区块开展集团压裂，在总结认识的基础上，形成了“集团压裂选井选层标准”及“油藏工程方案编写规范”。并且又筛选出集团压裂油藏潜力区块31个，编写完成334口井油藏工程方案，为后续老区有效益可持续开发奠定坚实基础。

（编辑：韩语）

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