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摘 要：随着长庆油田的进一步开发，面临着低产低效油井所占比例越来越大，以及常规油田剩余油开采再处理的针对性和有效性较差，井间剩余油量大等技术问题不斷出现。因此如何解决好低渗透油田剩余油开采再处理技术研究与应用是确保长庆油田提质增产的关键。在我们的研究工作中，提出了径向缝网压裂技术和深部封堵技术。同时，研制出了相应的产品，包括变粘度转向酸、微膨胀高强度堵剂和暂堵剂（油溶性、水溶性、防垢）。目前这两项技术已在长庆油田成功推广应用。与常规再处理工艺相比，这两种工艺具有显著的增产效果和应用前景。
关键词：低渗透油田;剩余油;径向缝网压裂技术;深部封堵技术
中图分类号： TE348 文献标识码：A 文章编号：1001-5922（2021）09-0146-05
Research and Application of Remaining Oil Recovery and Reprocessing Technology in Low Permeability Oilfield
Jiao Weihua， Li Yan， Wu Lichao， Luo Ying
（Dingbian Oil Production Plant， Yanchang Oil Field Co.， Ltd.， Yulin 718600， China）
Abstract：With the development of the remaining oil wells in Changqing Oilfield， faced with the increasing proportion of low-yield and low-efficiency oil wells， as well as the poor pertinence and effectiveness of remaining oil recovery and reprocessing in conventional oilfields， technical problems such as large remaining oil between wells continue to appear.. Therefore， how to solve the problem of remaining oil recovery and reprocessing technology research and application in low permeability oilfield is the key to ensure the quality improvement and production increase of Changqing Oilfield. In our research work， radial fracture network fracturing technology and deep plugging technology are put forward. At the same time， the corresponding products have been developed， including variable viscosity diverting acid， micro expansion high strength plugging agent and temporary plugging agent （oil soluble， water-soluble， anti scaling）. At present， these two technologies have been successfully applied in Changqing Oilfield. Compared with the conventional reprocessing process， the two processes have significant yield increasing effect and application prospect.
Key words：low permeability oilfield; remaining oil; radial fracture network fracturing technology; deep plugging technology
0 引言
长庆油田自上世纪70年代开发以来，产油数量及质量持续提升，十三五以来，随着先进一次采油及复采技术的不断进步，长庆油田的年产量不断增长，近三年来，长庆油田的原油年产量维持在2000万t以上，其中，老油田产能达95%以上，从而为5000万t稳产的资源基础发挥了重要作用。显然，如何充分利用老井的潜力，提高老油田的整体开发效果，对于油田的增产提质就显得尤为重要。
1 长庆油田开发面临的难点
（1）低产低效井所占比例逐年上升。据最近的相关资料数据统计，目前长庆油田的低产低效井共有1万多口，其中高含水井8900多口，且数量逐年增长，严重影响了长庆油田的提质增产和进一步开发利用。
（2）常规复治的针对性和有效性逐年下降。由于受储层物性进一步恶化和多次再处理的影响，近年来，长庆油田常规处理效果呈现逐年下降的趋势。
（3）剩余油的聚集。由于储油岩层的非均质性、局部井网不完善，以及微裂缝等因素的影响，在井、层之间存在大量的剩余油。
2 油井注水分类及治理措施
2.1 油井注水原因
（1）异质性的影响。首先，长庆油田主力砂体平面非均质性为分流河道，高渗透方向与砂体方向一致。根据水驱规律，受沉积微相影响的同一储层渗透率在平面上表现出各向异性，但总体上受沉积微相类型和井网结构的影响。注水沿砂体主方向快速推进，侧向有效性有限。 （2）非均质性对垂向剖面的影响。以安塞油田长6组为例，其垂直剖面主要由间断的复合沉积岩组成。由于剖面夹层分布不稳定，砂体的纵向和横向叠加增加了储层的非均质性和井间连通性的不稳定，不仅影响注水效果，而且由于高渗透段连通性的存在，导致部分井出现含水上升或注水淹水。
（3）裂缝的影响。长庆油田是典型的低渗透油田，油井需要形成人工裂缝才能获得高产。另外，从储层特征分析可知，储层微裂缝发育。裂缝在注水开发中起着双重作用。一方面可以提高油水渗透率，使注水井实现配注，效益开发;另一方面，容易形成水窜，导致生产油井过早遇水以至被水淹没。
（4）注水效果的影响。随着注水时间的增加，受地层压力和物性变化影响的侧向面积逐渐受到影响，总体含水率上升。如王窑区块存在高渗透带，侧压力低，注水强化后压力仍然较低，注水失效严重，虽然采收率仅为22.2%，但综合含水率已达69.7%，含水率上升迅速。
2.2 注水井分类
（1）裂缝引起的注水。在油井生产过程中，含水率急剧上升，产能大幅下降，对注水井的响应非常敏感。微裂缝发育是储层发育的主要原因。注入水沿裂缝单向流动，含水率迅速上升。断水油井主要分布在裂缝发育区。裂缝包括天然裂缝和水力压裂裂缝。形成的垂直裂缝在高注水压力下与注入水连通。
（2）孔隙裂缝引起的水驱。注采动态介于裂缝和孔隙之间，油井在满足注入水之前有一定的稳产期。随着注水量的增加，部分注水井的吸水能力增大，而部分注水井的压力增大，动态表现出孔隙裂隙渗流特征。
3 剩余油开采再处理技术
针对长庆低渗透油田储层特点，提出了径向裂缝网络压裂技术和深部封堵技术。压裂技术将人工裂缝与天然裂缝有机结合，形成复杂的裂缝网络，有效控制裂缝带长度，增加侧向带宽。深部封堵技术是将复杂段塞封堵技术、水油井控水技术和封堵压裂技术相结合的技术。该技术通过封堵多个水淹区，封堵裂缝，达到堵后增油的目的。
3.1 径向裂缝网络压裂技术
利用长庆油田储层天然裂缝和低水平应力差，形成新的分支裂缝和张开的微裂缝网络。该技术实现了网压扰动，有效控制了裂缝长度，增加了侧向带宽，最终形成了纵横交错的径向“网络裂缝”系统。不同净压力对裂缝导向距离的影响如图1所示。
通过对放射状裂缝网形成机理的分析，发现地应力差小、裂缝自然发育是实现裂缝网的有利条件。根据地应力分析结果，长庆油田最大主应力与最小主应力相差不大，一般小于5MPa。同时，从储层特征分析可以看出，研究区微裂缝广泛发育，上述储层条件为径向裂缝网络的实现提供了有利支撑。
3.1.1 酸蚀径向裂缝网压裂技术
该技术采用实时变粘酸，通过大酸量、大排量注入，对主裂缝进行临时封堵，提高储层净压力，打开地层微裂缝，解除堵塞和充填物。它可以沟通主裂缝和微裂缝，扩大排水面积，实现储层裂缝网络增产的目的。示意图如图2所示。
机理1：深部骨折的酸处理。与压裂液不同，酸液具有很强的过滤性能，并且随着酸性岩石的不断反应和裂缝的延伸，酸液会增加。在常规酸化或预酸压裂中，产酸量一般为400L/min，酸液在近井眼裂缝中损失，解堵不能在裂缝壁上溶解。随着油井生产时间的延长，裂缝壁会受到一定程度的堵塞，影响储层与裂缝的连通性，进而影响油井的生产。
在生产初期，近井区的储量采收率较高，而在深部裂缝地层相对较低。为此，对深部裂缝进行酸处理，以提高深部裂缝地层的储量回收率。与常规酸化和预酸化压裂相比，该措施产酸量提高到1.4～1.6m3/min，产酸量增加到40～50m3。同时，酸液可以实时变粘，大大提高了酸液在裂缝中的处理距离。在随后的压裂过程中，未反应的酸液随着压裂液的前进而不断前进，实现了对裂缝深部和远端地层的酸化处理。
机理2：腐蚀开孔破裂壁上的微裂缝。根据长庆油田延长组地质资料分析，孔隙和天然微裂缝充填物主要为泥炭和方解石。就现有酸体系的溶解能力而言，它可以完成此类填料的完全溶解，而大量的酸输出量为微裂缝的开启创造了条件。大量的酸可以在微裂缝的开口处不断浸出，溶解微裂缝壁。
通常，很难打开天然微裂缝。该技术巧妙地利用酸性液体的溶解能力，打开天然微裂缝，释放天然微裂缝的渗透率，从而提高储层系统的渗透率，对提高单井产能具有重要意义。
3.1.2 多重暂堵组合径向裂缝网压裂技术
该技术采用多重暂堵技术，能在原裂缝中带来许多净压力波动，迫使裂缝转向，产生新的分支裂缝，实现微裂缝的张开和有效延伸，形成放射状裂缝网络系统。根据工艺需要和现场压裂安全性考虑，目前长庆油田延长组老井加砂规模一般为20～40m3，因此暂堵剂的最佳添加频率为2～4次。
对未进行再处理或前一次处理有效的井加入暂堵剂的时机，在砂体积的1/3阶段加入暂堵剂，在原有裂缝的基础上形成裂缝网体系。对于再压裂效果不明显的井，在预液阶段加入暂堵剂，封堵原有裂缝，形成新的裂缝网络体系。变粘度转向酸。酸的粘度可实时调节。
3.2 水淹油井深部封堵调剖技术
3.2.1 复杂段塞封堵技术
針对长庆油田裂缝性水驱的特点，建立了复合段塞封堵技术。大裂缝封堵技术包括大裂缝封堵技术和微裂缝封堵技术。首先采用选择性堵剂对储层孔隙和微裂缝进行选择性封堵，堵水能力大于堵油能力。然后，采用智能凝胶堵剂封堵干渠。最后采用高强度堵剂封堵，防止堵剂外溢。它能逐步封堵多条水淹通道，封堵强度高，封堵面积大，稳定期长。
3.2.2 水油井控水技术
它是一种集堵水调剖相结合的综合性调水技术。原理图如图3所示。首先，通过对井组生产动态资料、注水剖面测试结果和电位法测井结果的分析，准确判断出水方向。然后，通过油井和水井同时双向封堵，改变注入水的水平流量和垂直分布。相应地，应改善注水井的注水剖面和产能，以便更有效地提高原油产量和采收率。 技術操作方法如下：选择有明显对应关系的注水井和生产井。方法1：首先对注水井进行调剖。然后对油井进行封堵。该方法实现了双向综合治理。适用于易堵塞、单向注水方向的水淹井。方法2：首先对注水井进行调剖。观察了调剖效果。在对井组油井进行一段时间的观察后，决定是否对油井进行封堵。该方法适用于注采关系复杂的水淹井。
3.2.3 封堵压裂技术
该技术采用高强度堵漏剂封堵原裂缝，再利用导向压裂或定向射孔压裂技术实现裂缝导向。它可以产生新的裂缝，从而达到开采侧向剩余油、提高产量的目的。
方法1：堵水与裂缝导向压裂相结合。首先，采用复合堵剂封堵水驱裂缝。然后，加入临时堵剂，形成新的裂缝。这样可以提高油藏的横向产量，实现堵水增油。方法2：将高强度堵漏剂与定向射孔压裂技术相结合。首先，采用高强度堵漏剂选择性进入并有效封堵原裂缝和射孔。然后利用定向穿孔重新诱导裂纹萌生方向。这样，在老裂缝不同方向形成新裂缝，实现堵水增油。
3.2.4 微膨胀高强堵漏剂
其主要成分为G级微水泥，粒径5～20μm，比表面积大。它能有效地进入人工骨折的支撑孔和骨折远端。该堵剂稠化时间可控，抗压强度高，固化后微膨胀。
固化后具有一定的膨胀性和较高的抗压强度。养护72h后，抗压强度可达42.3MPa。该系统能满足高压、大排量水淹井人工裂缝的有效封堵，并能有效避免堵水后原有裂缝的裂缝张开。考虑到现场施工的安全性，必须有足够的安全稠化时间，可控制在3～10h内，确保施工安全。室内试验了高强度堵漏剂在80°围压30MPa下的稠化时间。
3.3 现场应用
该技术已在油田试验推广成功，共有621口井。对418口井进行了径向裂缝网络压裂。经治理后，平均日增油1.12t，累计增油76.58万t，比常规措施增产10.1%，效果如图4和图5所示。深部调堵203口井总有效率80.7%，累计增油23087.5t，总减水203319.6m3。
3.3.1 实例1多级暂堵径向裂缝网压裂应用
A井于2008年6月投产，初期日产4.6m3，日产油2.7t，含水率43.5%。投产后，该井产量持续下降，2012年4月进行了预酸压改造。复治效果良好。2015年4月，对预酸压进行了二次增产改造，改造后日产油3.25t，但改造有效期较短。本次治理前，该井日产1.84m3，日产油1.0t。
通过对该井生产动态分析，提出对该井实施多级暂堵径向裂缝网络压裂技术。进一步扩大压裂井网产能，提高单井产能。
该井采用4级暂堵压裂，产量2.2～2.4m3/min，操作压力19～27MPa，注入液量146.8m3，出砂量25m3，平均砂率20%。
裂缝监测对比分析结果表明，该技术形成了复杂的压裂网，有效提高了侧向带宽的利用率，如图6所示。复垦后日产3.53m3，日产油2.62t，含水率11.6%，单井日均增油1.94t，当年累计增油980t，增产效果显著。
3.3.2 实例2堵漏压裂应用
B井于2010年9月投产，压裂用砂量45m3，平均砂率35.0%，产量2.4m3/min，投产初期日产油7.1t，稳产10个月后逐渐降至2.0t。2014年1月发生裂缝性水驱。复垦前日产8.02m3，含水率100.0%。
根据生产动态分析，该井属于典型的裂缝性水驱，砂层厚度大。因此，采用堵水导向射孔压裂技术对油井进行增产改造。注胶堵剂60m3，高强度堵剂15m3，堵水作业曲线如图7所示。然后进行定向射孔，180°相位垂直于原始裂缝方向。最终压裂是添加20m3的砂，产量为2.0 m3/min。
对比两次压裂工艺参数，本次压裂比第一次压裂提高1.1MPa，停泵压力提高5.4MPa操作。It显示新骨折开始时新骨折与原骨折不连通，采用定向射孔打开新的骨折。日产油70.0t，日产水2.0%。增油效果明显，累计增油已超过800t。
4 结论
针对长庆油田低产低效井的特点，分析了低产低效井的成因，针对不同类型的低产低效井提出了有效的措施。针对长庆低渗透油田储层特点，提出了径向裂缝网络压裂技术和深部封堵技术。研制了变粘度转向酸、3种暂堵剂和高强度堵剂等产品。该工艺已在油田试验推广成功。与常规的再处理工艺相比，径向裂缝网络压裂深部封堵技术增产效果明显，应用前景广阔。
参考文献
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关键词：低渗透油田;剩余油;径向缝网压裂技术;深部封堵技术
中图分类号： TE348 文献标识码：A 文章编号：1001-5922（2021）09-0146-05
Research and Application of Remaining Oil Recovery and Reprocessing Technology in Low Permeability Oilfield
Jiao Weihua， Li Yan， Wu Lichao， Luo Ying
（Dingbian Oil Production Plant， Yanchang Oil Field Co.， Ltd.， Yulin 718600， China）
Abstract：With the development of the remaining oil wells in Changqing Oilfield， faced with the increasing proportion of low-yield and low-efficiency oil wells， as well as the poor pertinence and effectiveness of remaining oil recovery and reprocessing in conventional oilfields， technical problems such as large remaining oil between wells continue to appear.. Therefore， how to solve the problem of remaining oil recovery and reprocessing technology research and application in low permeability oilfield is the key to ensure the quality improvement and production increase of Changqing Oilfield. In our research work， radial fracture network fracturing technology and deep plugging technology are put forward. At the same time， the corresponding products have been developed， including variable viscosity diverting acid， micro expansion high strength plugging agent and temporary plugging agent （oil soluble， water-soluble， anti scaling）. At present， these two technologies have been successfully applied in Changqing Oilfield. Compared with the conventional reprocessing process， the two processes have significant yield increasing effect and application prospect.
Key words：low permeability oilfield; remaining oil; radial fracture network fracturing technology; deep plugging technology
0 引言
长庆油田自上世纪70年代开发以来，产油数量及质量持续提升，十三五以来，随着先进一次采油及复采技术的不断进步，长庆油田的年产量不断增长，近三年来，长庆油田的原油年产量维持在2000万t以上，其中，老油田产能达95%以上，从而为5000万t稳产的资源基础发挥了重要作用。显然，如何充分利用老井的潜力，提高老油田的整体开发效果，对于油田的增产提质就显得尤为重要。
1 长庆油田开发面临的难点
（1）低产低效井所占比例逐年上升。据最近的相关资料数据统计，目前长庆油田的低产低效井共有1万多口，其中高含水井8900多口，且数量逐年增长，严重影响了长庆油田的提质增产和进一步开发利用。
（2）常规复治的针对性和有效性逐年下降。由于受储层物性进一步恶化和多次再处理的影响，近年来，长庆油田常规处理效果呈现逐年下降的趋势。
（3）剩余油的聚集。由于储油岩层的非均质性、局部井网不完善，以及微裂缝等因素的影响，在井、层之间存在大量的剩余油。
2 油井注水分类及治理措施
2.1 油井注水原因
（1）异质性的影响。首先，长庆油田主力砂体平面非均质性为分流河道，高渗透方向与砂体方向一致。根据水驱规律，受沉积微相影响的同一储层渗透率在平面上表现出各向异性，但总体上受沉积微相类型和井网结构的影响。注水沿砂体主方向快速推进，侧向有效性有限。 （2）非均质性对垂向剖面的影响。以安塞油田长6组为例，其垂直剖面主要由间断的复合沉积岩组成。由于剖面夹层分布不稳定，砂体的纵向和横向叠加增加了储层的非均质性和井间连通性的不稳定，不仅影响注水效果，而且由于高渗透段连通性的存在，导致部分井出现含水上升或注水淹水。
（3）裂缝的影响。长庆油田是典型的低渗透油田，油井需要形成人工裂缝才能获得高产。另外，从储层特征分析可知，储层微裂缝发育。裂缝在注水开发中起着双重作用。一方面可以提高油水渗透率，使注水井实现配注，效益开发;另一方面，容易形成水窜，导致生产油井过早遇水以至被水淹没。
（4）注水效果的影响。随着注水时间的增加，受地层压力和物性变化影响的侧向面积逐渐受到影响，总体含水率上升。如王窑区块存在高渗透带，侧压力低，注水强化后压力仍然较低，注水失效严重，虽然采收率仅为22.2%，但综合含水率已达69.7%，含水率上升迅速。
2.2 注水井分类
（1）裂缝引起的注水。在油井生产过程中，含水率急剧上升，产能大幅下降，对注水井的响应非常敏感。微裂缝发育是储层发育的主要原因。注入水沿裂缝单向流动，含水率迅速上升。断水油井主要分布在裂缝发育区。裂缝包括天然裂缝和水力压裂裂缝。形成的垂直裂缝在高注水压力下与注入水连通。
（2）孔隙裂缝引起的水驱。注采动态介于裂缝和孔隙之间，油井在满足注入水之前有一定的稳产期。随着注水量的增加，部分注水井的吸水能力增大，而部分注水井的压力增大，动态表现出孔隙裂隙渗流特征。
3 剩余油开采再处理技术
针对长庆低渗透油田储层特点，提出了径向裂缝网络压裂技术和深部封堵技术。压裂技术将人工裂缝与天然裂缝有机结合，形成复杂的裂缝网络，有效控制裂缝带长度，增加侧向带宽。深部封堵技术是将复杂段塞封堵技术、水油井控水技术和封堵压裂技术相结合的技术。该技术通过封堵多个水淹区，封堵裂缝，达到堵后增油的目的。
3.1 径向裂缝网络压裂技术
利用长庆油田储层天然裂缝和低水平应力差，形成新的分支裂缝和张开的微裂缝网络。该技术实现了网压扰动，有效控制了裂缝长度，增加了侧向带宽，最终形成了纵横交错的径向“网络裂缝”系统。不同净压力对裂缝导向距离的影响如图1所示。
通过对放射状裂缝网形成机理的分析，发现地应力差小、裂缝自然发育是实现裂缝网的有利条件。根据地应力分析结果，长庆油田最大主应力与最小主应力相差不大，一般小于5MPa。同时，从储层特征分析可以看出，研究区微裂缝广泛发育，上述储层条件为径向裂缝网络的实现提供了有利支撑。
3.1.1 酸蚀径向裂缝网压裂技术
该技术采用实时变粘酸，通过大酸量、大排量注入，对主裂缝进行临时封堵，提高储层净压力，打开地层微裂缝，解除堵塞和充填物。它可以沟通主裂缝和微裂缝，扩大排水面积，实现储层裂缝网络增产的目的。示意图如图2所示。
机理1：深部骨折的酸处理。与压裂液不同，酸液具有很强的过滤性能，并且随着酸性岩石的不断反应和裂缝的延伸，酸液会增加。在常规酸化或预酸压裂中，产酸量一般为400L/min，酸液在近井眼裂缝中损失，解堵不能在裂缝壁上溶解。随着油井生产时间的延长，裂缝壁会受到一定程度的堵塞，影响储层与裂缝的连通性，进而影响油井的生产。
在生产初期，近井区的储量采收率较高，而在深部裂缝地层相对较低。为此，对深部裂缝进行酸处理，以提高深部裂缝地层的储量回收率。与常规酸化和预酸化压裂相比，该措施产酸量提高到1.4～1.6m3/min，产酸量增加到40～50m3。同时，酸液可以实时变粘，大大提高了酸液在裂缝中的处理距离。在随后的压裂过程中，未反应的酸液随着压裂液的前进而不断前进，实现了对裂缝深部和远端地层的酸化处理。
机理2：腐蚀开孔破裂壁上的微裂缝。根据长庆油田延长组地质资料分析，孔隙和天然微裂缝充填物主要为泥炭和方解石。就现有酸体系的溶解能力而言，它可以完成此类填料的完全溶解，而大量的酸输出量为微裂缝的开启创造了条件。大量的酸可以在微裂缝的开口处不断浸出，溶解微裂缝壁。
通常，很难打开天然微裂缝。该技术巧妙地利用酸性液体的溶解能力，打开天然微裂缝，释放天然微裂缝的渗透率，从而提高储层系统的渗透率，对提高单井产能具有重要意义。
3.1.2 多重暂堵组合径向裂缝网压裂技术
该技术采用多重暂堵技术，能在原裂缝中带来许多净压力波动，迫使裂缝转向，产生新的分支裂缝，实现微裂缝的张开和有效延伸，形成放射状裂缝网络系统。根据工艺需要和现场压裂安全性考虑，目前长庆油田延长组老井加砂规模一般为20～40m3，因此暂堵剂的最佳添加频率为2～4次。
对未进行再处理或前一次处理有效的井加入暂堵剂的时机，在砂体积的1/3阶段加入暂堵剂，在原有裂缝的基础上形成裂缝网体系。对于再压裂效果不明显的井，在预液阶段加入暂堵剂，封堵原有裂缝，形成新的裂缝网络体系。变粘度转向酸。酸的粘度可实时调节。
3.2 水淹油井深部封堵调剖技术
3.2.1 复杂段塞封堵技术
針对长庆油田裂缝性水驱的特点，建立了复合段塞封堵技术。大裂缝封堵技术包括大裂缝封堵技术和微裂缝封堵技术。首先采用选择性堵剂对储层孔隙和微裂缝进行选择性封堵，堵水能力大于堵油能力。然后，采用智能凝胶堵剂封堵干渠。最后采用高强度堵剂封堵，防止堵剂外溢。它能逐步封堵多条水淹通道，封堵强度高，封堵面积大，稳定期长。
3.2.2 水油井控水技术
它是一种集堵水调剖相结合的综合性调水技术。原理图如图3所示。首先，通过对井组生产动态资料、注水剖面测试结果和电位法测井结果的分析，准确判断出水方向。然后，通过油井和水井同时双向封堵，改变注入水的水平流量和垂直分布。相应地，应改善注水井的注水剖面和产能，以便更有效地提高原油产量和采收率。 技術操作方法如下：选择有明显对应关系的注水井和生产井。方法1：首先对注水井进行调剖。然后对油井进行封堵。该方法实现了双向综合治理。适用于易堵塞、单向注水方向的水淹井。方法2：首先对注水井进行调剖。观察了调剖效果。在对井组油井进行一段时间的观察后，决定是否对油井进行封堵。该方法适用于注采关系复杂的水淹井。
3.2.3 封堵压裂技术
该技术采用高强度堵漏剂封堵原裂缝，再利用导向压裂或定向射孔压裂技术实现裂缝导向。它可以产生新的裂缝，从而达到开采侧向剩余油、提高产量的目的。
方法1：堵水与裂缝导向压裂相结合。首先，采用复合堵剂封堵水驱裂缝。然后，加入临时堵剂，形成新的裂缝。这样可以提高油藏的横向产量，实现堵水增油。方法2：将高强度堵漏剂与定向射孔压裂技术相结合。首先，采用高强度堵漏剂选择性进入并有效封堵原裂缝和射孔。然后利用定向穿孔重新诱导裂纹萌生方向。这样，在老裂缝不同方向形成新裂缝，实现堵水增油。
3.2.4 微膨胀高强堵漏剂
其主要成分为G级微水泥，粒径5～20μm，比表面积大。它能有效地进入人工骨折的支撑孔和骨折远端。该堵剂稠化时间可控，抗压强度高，固化后微膨胀。
固化后具有一定的膨胀性和较高的抗压强度。养护72h后，抗压强度可达42.3MPa。该系统能满足高压、大排量水淹井人工裂缝的有效封堵，并能有效避免堵水后原有裂缝的裂缝张开。考虑到现场施工的安全性，必须有足够的安全稠化时间，可控制在3～10h内，确保施工安全。室内试验了高强度堵漏剂在80°围压30MPa下的稠化时间。
3.3 现场应用
该技术已在油田试验推广成功，共有621口井。对418口井进行了径向裂缝网络压裂。经治理后，平均日增油1.12t，累计增油76.58万t，比常规措施增产10.1%，效果如图4和图5所示。深部调堵203口井总有效率80.7%，累计增油23087.5t，总减水203319.6m3。
3.3.1 实例1多级暂堵径向裂缝网压裂应用
A井于2008年6月投产，初期日产4.6m3，日产油2.7t，含水率43.5%。投产后，该井产量持续下降，2012年4月进行了预酸压改造。复治效果良好。2015年4月，对预酸压进行了二次增产改造，改造后日产油3.25t，但改造有效期较短。本次治理前，该井日产1.84m3，日产油1.0t。
通过对该井生产动态分析，提出对该井实施多级暂堵径向裂缝网络压裂技术。进一步扩大压裂井网产能，提高单井产能。
该井采用4级暂堵压裂，产量2.2～2.4m3/min，操作压力19～27MPa，注入液量146.8m3，出砂量25m3，平均砂率20%。
裂缝监测对比分析结果表明，该技术形成了复杂的压裂网，有效提高了侧向带宽的利用率，如图6所示。复垦后日产3.53m3，日产油2.62t，含水率11.6%，单井日均增油1.94t，当年累计增油980t，增产效果显著。
3.3.2 实例2堵漏压裂应用
B井于2010年9月投产，压裂用砂量45m3，平均砂率35.0%，产量2.4m3/min，投产初期日产油7.1t，稳产10个月后逐渐降至2.0t。2014年1月发生裂缝性水驱。复垦前日产8.02m3，含水率100.0%。
根据生产动态分析，该井属于典型的裂缝性水驱，砂层厚度大。因此，采用堵水导向射孔压裂技术对油井进行增产改造。注胶堵剂60m3，高强度堵剂15m3，堵水作业曲线如图7所示。然后进行定向射孔，180°相位垂直于原始裂缝方向。最终压裂是添加20m3的砂，产量为2.0 m3/min。
对比两次压裂工艺参数，本次压裂比第一次压裂提高1.1MPa，停泵压力提高5.4MPa操作。It显示新骨折开始时新骨折与原骨折不连通，采用定向射孔打开新的骨折。日产油70.0t，日产水2.0%。增油效果明显，累计增油已超过800t。
4 结论
针对长庆油田低产低效井的特点，分析了低产低效井的成因，针对不同类型的低产低效井提出了有效的措施。针对长庆低渗透油田储层特点，提出了径向裂缝网络压裂技术和深部封堵技术。研制了变粘度转向酸、3种暂堵剂和高强度堵剂等产品。该工艺已在油田试验推广成功。与常规的再处理工艺相比，径向裂缝网络压裂深部封堵技术增产效果明显，应用前景广阔。
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