摘要：我厂已动用三类低效区块比例高，地质储量大，目前单井产量较低，常规措施增产效果差，储层未实现有效动用，为提高低效区块开采效果，借鉴国外页岩气成功开发理念，开展了直井缝网压裂增产试验，本文阐述了直井缝网压裂增产机理、缝网形成条件及施工工艺控制方法，通过方案优化，现场共应用22口井，缝网压裂后初期单井日增油是常规重复压裂的2.7倍，相同生产时间内单井产油量高于压裂投产。试验结果表明，该技术有望成为低效区块措施井有效挖潜的主打技术，为今后未动用致密储层有效开发提高技术借鉴。
关键词：低效区块;缝网;增产机理
某油田共提交探明地质储量24474.63×104t，已动用20703.66×104t，探明未动用储量3770.97×104t，分布在特低渗透扶杨油层，动用难度大。
目前已开发三类区块油井共有1726口，平均单井日产油0.53t，采油速度0.45%，采出程度8.2%，常规措施增产效果差，借鉴国外页岩气成功开发理念，开展直井缝网压裂增产试验，通过大排量、大液量施工，在储层内形成复杂的网络裂缝体系，提高裂缝控制的渗流体积，探索低效区块有效挖潜手段，对我厂持续稳产具有重要意义。
1缝网压裂工艺
1.1缝网形成条件
研究表明[1]，脆性指数与水平主应力差异系数决定压裂形成复杂裂缝的难易程度;脆性指数大于40.0%、水平应力差异系数小于0.25，易形成复杂缝网裂缝;脆性指数小于40.0%、水平应力差异系数大于0.25，易形成单一对称裂缝。
1.2缝网压裂工艺控制方法
缝内净压力是实现缝网的工艺控制手段，采用大排量“滑溜水-清水-滑溜水”的段塞式施工[2]能大幅提高井内净压力，促使缝网体系在横向上有效扩展和延伸。
2试验区概况
为提高低效区块单井产量，根据区块特点、开发现状，优选A区块、B区块、C区块及朝D区块进行直井缝网压裂增产试验。
3试验方案优化
3.1施工排量
大排量压裂施工能有效提高裂缝内净压力，有利于缝网体系的形成。结合设备工作能力，最终确定施工排量为4-8m3/min。
3.2施工规模
依据以往施工井注入体积与缝网波及范围关系[3]，优化单层压裂液用量。
设计单层压裂液用量1000-2500m3，支撑剂用量15-35m3。
3.3工艺管柱优选
根据储层改造的需要，选用承压70MPa、耐温100℃、单喷射器最大过砂量60m3的坐压多层压裂管柱。
4现场试验效果
共实施22口井，设计改造67个层段，实际改造66个层段，层段改造率98.5%，平均单井压裂液用量4084m3，支撑剂用量75m3，施工排量4.0-8.7m3/min，达到了设计要求。
4.1微地震监测分析
现场进行井下微地震监测10个层段，地面微地震监测36个层段，监测结果证实储层形成了一定规模的缝网，其方位受主应力影响，与最大主应力方位基本一致。
从缝网规模和形态看，B区块、C区块形成的缝网更明显。储层脆性指数较大、应力差异系数较小，易形成缝网，缝网长宽比例越小，与设计更相近。
4.2试验效果
措施初期平均单井日增液11.3t，日增油4.3，目前单井日增液4.2t，日增油1.8t;累计增油13986t，平均单井增油636t。
4.3试验效果分析
4.3.1缝网压裂大幅提高了难采区块单井产量
与常规重复压裂对比，缝网压裂初期单井日增油是常规重复压裂的2.7倍。
与压裂投产对比，缝网压裂后相同生产时间内单井产量高于压裂投产。
缝网压裂改善了部分邻井生产状况，共有6口井生产动态发生了改变，均分布在C区块，初期单井产油增加1.3t，沉没度上升230m;已累计增油287t，仍受效井4口，单井增油0.6t。
4.3.3物质基础是区块增产差异的决定因素
含油饱和度和剩余可采储量较高的B区块与C区块初期增产效果较好。
5结论
(1)采用大排量“滑溜水-清水-滑溜水”的段塞式施工工艺能够形成缝网，其规模和形态主要受储层脆性特征和地应力影响。
(2)缝网压裂大幅提高了单井产量，改善了油层动用状况，可作为低效区块挖潜的有效手段。
(3)对应井组和密井网高累注量井区进行缝网压裂增产效果差，不适合进行缝网压裂试验。——论文作者：王希龙
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