江汉油田：特色压裂让老油田“逆生长”

“老1-9-斜8井经过压裂后获自喷高产油流，连续自喷15天以上，获最高日产油达7.7吨的好效果。”9月5日，中石化江汉油田工程院技术人员姚快介绍，油田老新区块5口井顺利完成压裂措施改造，有力促进老油区稳产增效。

措施增油是老油田增产稳产重要手段之一。

今年以来，油田面对原油生产任务重、油藏递减加大等难题，按照“老油田硬稳定”工作总体目标，聚焦低品位油藏、难动用储量、超短加密井等重点任务，采取注水补能、精细分层、精准造缝等压裂方式，实现措施增油，促进油田开发质量和效益稳步提升。截至8月底，完成江汉、八面河、坪北等区块油井措施方案设计189口井，现场压裂施工145井次、同比增加9井次，累计增油同比增加13%，为老油田高效开发提供有力支撑。

注水蓄能，低品位油藏实现有效动用

8月中旬，部署在钟75井区的钟711-斜1井实施蓄能压裂工艺，压裂措施后初步获得日产3.7立方米工业油流， 为致密油突破奠定技术基础。

油田针对低品位致密油藏，积极开展工艺技术优化攻关，推进油田工艺技术支撑。针对江汉油区致密油藏低孔低渗、低压力系数、低含油饱和度特征，采用“蓄能压裂”工艺。该工艺技术是普通压裂的一次创新优化，普通油井通过压裂改造，可以在原本没有通道的地方压出很多条网状的通道，实现产油。对比普通压裂，蓄能压裂能通过压前造缝-焖井改造模式，在毛细管力作用下，水从裂缝进入储层，置换出储层中的原油，达到提升地层能量、以水换油的目的，从而提高原油采收率。目前在江汉油区低孔低渗、低含油饱和度、解释差的致密储层已实施蓄能压裂5井次，措施后平均初期产量4.2吨，对比邻井产量提升4倍，稳产能力显著提升。

此外，油田还针对老区部分注采井组存在地层亏空严重、油井能量不足、油井低液低产、注水压力高、注不进水等问题开展攻关。目前，优选广4-14井组开展压驱工艺应用，现场利用压裂设备累计注水5132立方米。该工艺实施后，对应采油井组日均增油2.4吨，其中广新3斜-15井见效明显，日产油从1.3吨上升至3.1吨。该工艺成功实施，为江汉老区一般低渗透油藏下步开发提供了方向。

精细分层，难动用储量实现可动用

9月6日，工程院油田化学专家邓明坚介绍，清河采油厂滩Ⅱ块Y3-18-X8井压裂后，已连续日产油4.5吨超过一个月，保障了清河油区新井高产起步。

滩Ⅱ块构造位置在东营凹陷南斜坡东段，含油层系为沙河街组沙四段，探明地质储量678.4万吨，纵向油层厚度薄、层系多，非均质性强，多层均匀改造难度大，前期压裂改造使用笼统压裂，多个层一起压裂，储层改造不彻底，效果达不到预期。

“我们以创新工艺改造手段为切入点，转变压裂分层思路，利用‘物理+化学’组合的分层方法，纵向上层间距离大于10米的层采用‘机械封隔器’封层，针对层间距较小的层位采用‘化学暂堵剂’分层。”清河采油厂工艺研究所副所长钱勇介绍，从以往多层合压方式变为目前各小层单独压裂改造，最大程度达到各小层充分出力，同时配套开展低伤害压裂液体系优选，升级有机防膨剂性能，提高压裂液储层保护强度。

截至目前，围绕八面河滩II产建，累计完成细分层压裂工艺设计优化及现场施工10井次，压裂改造后每口井平均初期日产油2.9吨。

精准造缝，加密井实现高效开发

9月6日，油藏管理平台报表显示，坪北油区首口超短加密水平井P31-98井压裂后顺利投产，日均产量3吨，达到预期改造目标。

油田针对坪北油区常规加密井难以实现缩排距、剩余油挖潜力度有限、长期稳产难度大等问题，部署超短水平井P31-98井，水平段长98.4米，旨在结合工程工艺改造，寻求坪北油区加密井高效开发模式。

坪北油区井网井距及油水关系错综复杂，工程工艺上如何去有针对性地达到不同层段裂缝定位扩展，避免平面水排、井间干扰，成为超短水平井成功与否的关键。

工程管理部联合工程院、研究院、坪北经理部的技术力量，通过多轮次深入探讨，结合该井井型及开发现状，考虑注采井网及剩余油分布情况，提出“机械分段+段内分簇限流”特色分段分簇压裂方式，工艺上强化缝控体积及段内均匀改造，以“两端小、中间大”的裂缝形态为目标实施压裂。

“我们利用室内数值模拟来精准控制每条裂缝波及范围，达到各段裂缝定位扩展，形成‘橄榄球’形状裂缝，两端短裂缝避免水线干扰，中间长裂缝配套采用‘限缝长、促复杂’手段，进一步增大裂缝有效控制体积，保障原油流出通道，提高油藏动用程度。”工程院副主任专家李保林介绍。

近井排超短水平压裂技术成功实施，有力促进坪北油区“双低”区域挖潜提效。

目前，油田正做好试油动态跟踪分析，为坪北油区加密井部署动用工作提供强有力的技术支撑。