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[摘 要] 控水压裂工艺对于油田稳油控水提高开发效果意义重大，应根据储层的具体特征选择合理的压裂液体系与设计合理的压裂参数进行施工，改善开发效果[1]。延长油田西区采油厂延安组延10油层边底水活跃，油井含水上升和水淹快，严重影响了油井的采收率和产能建设。根据西区采油厂储层具体地质特征，引进低伤害控水压力工艺技术，通过现场施工，效果显著，使西区采油厂稳油控水和提高开发效果取得了重大突破，带来了良好的经济效益。
[关键词] 控水压裂 边底水 含水上升 现场应用
1、油田地质概况及生产现状
延长油田西区采油厂延安组延10油层是在富县组的基础上对前侏罗纪古地貌填平补齐的继续，延10砂岩沉积后期，填平补齐的过程近于结束，河流类型由辫状河向低弯度曲流河演变，古地貌准平原化。在此背景上，延10块状砂体的顶变明显，主要表现为横向相变，砂岩变泥质岩，巨厚块状砂岩变为层状砂岩。顶部由于河流的萎缩及频繁的摆动，顶变带（即顶部岩性横向变化带）发育比较普遍，这种沉积相变化带往往发育在河谷~高地斜坡带。顶部砂体经后期差异压实，极易形成低幅隆起或披盖构造，利于形成岩性~构造油藏。延10油藏分布受分流河道砂岩体控制，含油性受构造、岩性、物性控制，油藏具边、底水。油水界面较复杂，在总体西倾的背景下，受岩性、物性控制，钙质、泥质夹（隔）层往往成为油藏底界。油藏驱动类型以边底水驱动为主。油藏埋深为1180～1370m。由于延安组油层底水活跃，致使油井见水快，水淹早。为了提高延安组油层采收率，延缓见水时日，本区采取了控水压裂技术，取得了较好的应用效果。
西区采油厂延安组油层分布较零散，油层物性好，初期产量均在10吨以上，延安组的生产井数达到总井数的20%，是主要的产油层位。延安组油臧为典型的底水油藏，油层与高含水层处于同一砂体，一般无明显的泥岩夹层充当有效隔层，采用常规压裂工艺容易压穿底水层，造成压后油井高含水，甚至水淹[2]，影响延安组油层的采收率，严重影响了产能建设。为了改变这一现状，采油厂引入了控水压裂技术，效果显著。
2、工艺基本原理
研究表明，影响裂缝高度增长的因素主要有：（1）岩石物质特性；（2）施工参数；（3）地层应力差；（4）裂缝上下末端阻抗值。在影响缝高增长的因素中，岩石物质特性和地层应力差由地质结构本身所决定，不易改变。但裂缝上下末端阻抗值可以改变，可通过制造人工隔离层方法来实现[2]。
控水压裂工艺就是利用高密度下沉剂置于裂缝底部改变水力压裂裂缝底部末稍的阻抗值，促使垂直裂缝向上或水平方向上延伸，降低压开水层的风险，同时下沉剂下沉后在活化剂的汲附作用下，使裂缝底部形成低渗遮挡层，控制底水。其原理如图1所示。
图1 控水压裂工艺原理图
3、工艺施工程序
图2 控水压裂工艺施工程序模拟图
工艺施工程序（见图2）为：打前垫液(即灌井筒)→关套管阀门开始压裂→打原胶前置液（已在配液时加入了起汲附和调节压裂液性能作用的活化剂）并加入高密度下沉剂→关井待下沉剂下沉和裂缝闭合→开泵进行常规加砂水力压裂。
该工艺的实施目的为改善油井渗流能力，控水稳油，提高油井产量。
4、工艺的应用效果
低伤害控水压裂工艺压裂效果明显好于常规小砂量压裂效果。选取延安组油藏具有代表性的典型油井5046-4井和5046-1井进行对比分析。
图3 5046-4井控水压裂前后产量变化图
5046-4井于2002年8月进行高能气体压裂并投产，初周日产液4.8t，日产油4.6t，经过3年多的抽吸开采，油井产液量降低、含水率逐步上升，油井产量明显降低，截止2006年5月初，日产液1.2t，日产油0.8t，产油量日减少3.8t，含水从4.2%增至33.3%，上升了29.1个百分点。2006年5月7日，油田对5046-4井进行了控水压裂，加砂量1.2m3，砂比控制在15%，平均排量为0.54m3/min，加下沉剂1400kg，经过作业，油井产量明显增高（见图3），日平均增产3.4t，含水降低3个百分点。
从图3中可以看出5046-4井经过控水压裂作业后，油井产量增高，含水率低，含水率变化稳定。而5046-1井仅经过常规小砂量压裂，压裂效果明显相对较差。从图4可以看出，该井经过压裂后，初期产液量高，含水高，含水率上升快，几天后油井水淹。
图4 5046-1井常规小砂量压裂产量变化表
为了进一步验证控水压裂控水稳油的压裂效果，2006年8月18日在3191-3新井上采用控水压裂，日初产液8吨，日产油5吨。到2007年1月23日，经过5个多月的抽吸开采，油井含水为48%，日产油3.2吨，产量稳定。
在此效果的基础上，2006年西区采油厂先后在7口油井上进行了实验推广，截止9月初，累计增油量2184吨，平均单井增油量312吨（见表1），产出投入比达到1：63.52之多。其中日增油量最高的可达13吨，日增油量在5吨以上的2口，最高增油量累计增油652吨，效果十分显著。（见表1）
5、总经济效益核算
工艺单井施工成本核算：压裂费88000（含技术服务费）+作业费15000=103000(元)；则7口井采油厂总投入为103000元/井次 × 7井次=72100(元)。
表2中所述7口井：从2006年5月7日到9月6日为止，在4个月的较好增产有效期内，累计增油2184吨，按照原油价格为2097元/吨计算，总利润为2184吨×2097元/吨=4579848元，抛开生产成本，共产生了4507748元的纯利润，可见该工艺所具有的巨大经济效益和社会效益。综上所述，延安组油藏的低伤害控水压裂工艺具有极高的普及推广价值。
6、结论及建议
（1）采用低伤害控水压裂技术，施工前期加入的下沉剂能够迅速形成人工遮挡层，能有效防止底水上窜。
（2）低伤害控水压裂技术在侏罗系延安组延10油层油井的应用，有利于提高油井产量，延长采油周期，有较高的推广应用价值。
（3）通过多口油井实验发现，在经过一段时间开采，产油量降低，含水率低于35%的油井作业后效果较好。
（4）该项工艺施工简单，加砂量小，成本较低，产出投入比高。
参考文献：
[1] 刘欣．河南“双高”油田薄层增油控水压裂技术[J]．石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008，30（3）：365～367.
[2] 彭柏忍, 王小文,王玲. 底水油藏控水压裂技术研究与应用[J]．石油知识,2007,(5)：20～21.
[关键词] 控水压裂 边底水 含水上升 现场应用
1、油田地质概况及生产现状
延长油田西区采油厂延安组延10油层是在富县组的基础上对前侏罗纪古地貌填平补齐的继续，延10砂岩沉积后期，填平补齐的过程近于结束，河流类型由辫状河向低弯度曲流河演变，古地貌准平原化。在此背景上，延10块状砂体的顶变明显，主要表现为横向相变，砂岩变泥质岩，巨厚块状砂岩变为层状砂岩。顶部由于河流的萎缩及频繁的摆动，顶变带（即顶部岩性横向变化带）发育比较普遍，这种沉积相变化带往往发育在河谷~高地斜坡带。顶部砂体经后期差异压实，极易形成低幅隆起或披盖构造，利于形成岩性~构造油藏。延10油藏分布受分流河道砂岩体控制，含油性受构造、岩性、物性控制，油藏具边、底水。油水界面较复杂，在总体西倾的背景下，受岩性、物性控制，钙质、泥质夹（隔）层往往成为油藏底界。油藏驱动类型以边底水驱动为主。油藏埋深为1180～1370m。由于延安组油层底水活跃，致使油井见水快，水淹早。为了提高延安组油层采收率，延缓见水时日，本区采取了控水压裂技术，取得了较好的应用效果。
西区采油厂延安组油层分布较零散，油层物性好，初期产量均在10吨以上，延安组的生产井数达到总井数的20%，是主要的产油层位。延安组油臧为典型的底水油藏，油层与高含水层处于同一砂体，一般无明显的泥岩夹层充当有效隔层，采用常规压裂工艺容易压穿底水层，造成压后油井高含水，甚至水淹[2]，影响延安组油层的采收率，严重影响了产能建设。为了改变这一现状，采油厂引入了控水压裂技术，效果显著。
2、工艺基本原理
研究表明，影响裂缝高度增长的因素主要有：（1）岩石物质特性；（2）施工参数；（3）地层应力差；（4）裂缝上下末端阻抗值。在影响缝高增长的因素中，岩石物质特性和地层应力差由地质结构本身所决定，不易改变。但裂缝上下末端阻抗值可以改变，可通过制造人工隔离层方法来实现[2]。
控水压裂工艺就是利用高密度下沉剂置于裂缝底部改变水力压裂裂缝底部末稍的阻抗值，促使垂直裂缝向上或水平方向上延伸，降低压开水层的风险，同时下沉剂下沉后在活化剂的汲附作用下，使裂缝底部形成低渗遮挡层，控制底水。其原理如图1所示。
图1 控水压裂工艺原理图
3、工艺施工程序
图2 控水压裂工艺施工程序模拟图
工艺施工程序（见图2）为：打前垫液(即灌井筒)→关套管阀门开始压裂→打原胶前置液（已在配液时加入了起汲附和调节压裂液性能作用的活化剂）并加入高密度下沉剂→关井待下沉剂下沉和裂缝闭合→开泵进行常规加砂水力压裂。
该工艺的实施目的为改善油井渗流能力，控水稳油，提高油井产量。
4、工艺的应用效果
低伤害控水压裂工艺压裂效果明显好于常规小砂量压裂效果。选取延安组油藏具有代表性的典型油井5046-4井和5046-1井进行对比分析。
图3 5046-4井控水压裂前后产量变化图
5046-4井于2002年8月进行高能气体压裂并投产，初周日产液4.8t，日产油4.6t，经过3年多的抽吸开采，油井产液量降低、含水率逐步上升，油井产量明显降低，截止2006年5月初，日产液1.2t，日产油0.8t，产油量日减少3.8t，含水从4.2%增至33.3%，上升了29.1个百分点。2006年5月7日，油田对5046-4井进行了控水压裂，加砂量1.2m3，砂比控制在15%，平均排量为0.54m3/min，加下沉剂1400kg，经过作业，油井产量明显增高（见图3），日平均增产3.4t，含水降低3个百分点。
从图3中可以看出5046-4井经过控水压裂作业后，油井产量增高，含水率低，含水率变化稳定。而5046-1井仅经过常规小砂量压裂，压裂效果明显相对较差。从图4可以看出，该井经过压裂后，初期产液量高，含水高，含水率上升快，几天后油井水淹。
图4 5046-1井常规小砂量压裂产量变化表
为了进一步验证控水压裂控水稳油的压裂效果，2006年8月18日在3191-3新井上采用控水压裂，日初产液8吨，日产油5吨。到2007年1月23日，经过5个多月的抽吸开采，油井含水为48%，日产油3.2吨，产量稳定。
在此效果的基础上，2006年西区采油厂先后在7口油井上进行了实验推广，截止9月初，累计增油量2184吨，平均单井增油量312吨（见表1），产出投入比达到1：63.52之多。其中日增油量最高的可达13吨，日增油量在5吨以上的2口，最高增油量累计增油652吨，效果十分显著。（见表1）
5、总经济效益核算
工艺单井施工成本核算：压裂费88000（含技术服务费）+作业费15000=103000(元)；则7口井采油厂总投入为103000元/井次 × 7井次=72100(元)。
表2中所述7口井：从2006年5月7日到9月6日为止，在4个月的较好增产有效期内，累计增油2184吨，按照原油价格为2097元/吨计算，总利润为2184吨×2097元/吨=4579848元，抛开生产成本，共产生了4507748元的纯利润，可见该工艺所具有的巨大经济效益和社会效益。综上所述，延安组油藏的低伤害控水压裂工艺具有极高的普及推广价值。
6、结论及建议
（1）采用低伤害控水压裂技术，施工前期加入的下沉剂能够迅速形成人工遮挡层，能有效防止底水上窜。
（2）低伤害控水压裂技术在侏罗系延安组延10油层油井的应用，有利于提高油井产量，延长采油周期，有较高的推广应用价值。
（3）通过多口油井实验发现，在经过一段时间开采，产油量降低，含水率低于35%的油井作业后效果较好。
（4）该项工艺施工简单，加砂量小，成本较低，产出投入比高。
参考文献：
[1] 刘欣．河南“双高”油田薄层增油控水压裂技术[J]．石油天然气学报（江汉石油学院学报），2008，30（3）：365～367.
[2] 彭柏忍, 王小文,王玲. 底水油藏控水压裂技术研究与应用[J]．石油知识,2007,(5)：20～21.