川口油田自1985年开始勘探，属于典型的低渗、低压、低产油田，油井无自然产能，必须压裂投产。受低渗透因素影响，该油田开发动态特征总体表现为投产初期产量递减迅速，注入水方向性推进明显，易形成水线，水线侧向油井注水见效程度差，油井处于低产低效状态，甚至存在“死油区”。位于水线以上的油井注水见效快，但容易造成高含水甚至水淹。

　　对于裂缝性油藏，当裂缝长度大于45米后，裂缝长度对油井动态的影响已不大，这是因为油井生产动态除了与水力裂缝长度有关外，还与裂缝导流能力、生产压力等有关，因此，当水力裂缝沟通一定量的天然裂缝后，裂缝长度的影响已不是主要因素。对给定的油藏条件和天然裂缝分布，合理的水利裂缝半长为45米左右。同样对生产井和注水井都进行压裂，人工裂缝半长分别为15米，30米，45米，60米，75米，导流能力为50μm2·cm，随着裂缝密度的增加油井日产量、累计产量和注水量等都随着增加，但相应地水力裂缝长度的影响却越来越小。因此，对于网状裂缝发育的地层，水力压裂仅需要造很短的裂缝，只要沟通井底附近地层的天然裂缝就可以获得很好的增产效果。在保证人工裂缝与天然裂缝沟通的情况下，人工裂缝的长度与天然裂缝的密度关系不大，增加人工裂缝的长度，只是增加泄油面积，由于基质的渗透率很低，其增加的产量与天然裂缝的产量不在一个数量级上，因此由人工裂缝长度带来的增产量不明显，由此可见，对含天然裂缝的低渗透油藏，必须进行压裂改造使人工裂缝与天然裂缝沟通，但无须压长裂缝，应该压宽短缝。

　　地质概况

　　通过岩芯录井以及邻井砂体走向和沉积规律的认识，我们将油层划分为两套开发层系，即：长4+5、长61。在该区域长4+5这个主要储集层，面积约10平方公里，该层砂体虽然较薄，有效厚度10米左右，但物性较好，地层能量较大，压后单井产量较高，是该区的主要层位。

　　西南部为低孔特低渗储层。长4+5孔隙度为8~14%，平均为10%，主要分布在6.7~13.4%，平均为10.5%。渗透率为0.15~7.42×10-3μm2，平均为0.96×10-3μm2。主要分布在0.53~2.6×10-3μm2，平均为1.45×10-3μm2。长61孔隙度为7~12%，平均为9%，渗透率为0.15~7.21×10-3μm2，平均为0.79×10-3μm2。西南部井区主产层物性对比见表1。

　　长61在该区域也发育一套厚度比较大的砂体，有效厚度15~27米之间，且物性较好。这两套开发层系将是今后稳产的主要区块，目前正在该区实施分层注水。

　　西南部区域27口取芯井中，有9口井出现天然垂直裂缝，占全部取芯井的33%，砂岩中的裂缝一般为垂直裂缝，缝面倾角近90度，裂缝在垂直方向延伸0.2~0.3米，缝面较平整，宽2毫米左右。

　　研究方式

　　西南区域油井平均单井加砂24.1方，平均砂比35%，平均单井用液77方，排量2.5方/分钟，全部使用冻胶压裂，设备上使用1400型机组。

　　西南部注水区域内共有注水井174口，注水层位为长4+5，年注水量为46504.3方，累计注水量为710232.0方。采油井728口，年产原油 20384.9吨，累计产油447341.5吨，年产液量29507.4吨，累计产液687634.6吨，综合含水15.6%，年注采比1.5，累计注采比1.0。采油速度为1.61%，采出程度为8.24%。2007年产油246000吨，综合递减率为12.4%。

　　西南部地层原始压力6.27兆帕，开发至今地层能量也严重亏空，目前注水区域地层平均压力保持在3.2兆帕。

　　水力压裂是油气井增产、水井增注的一项重要技术措施，同时也是解决低渗透油汽藏开发的一个重要手段。作为油井增产改造措施，压裂作业的效果取决于工艺技术的先进性和适应性。缝内旧井新开宽短缝工艺技术研究是针对储层试油结果与预计产出不符需重复压裂改造和经长时间开采产量下降的老井需在老缝中造新的情况，通过对储层的含油性、物性、岩性、地应力和微裂缝的综合分析，根据油藏模拟和室内试验结果，确定了缝内旧井新开宽短缝技术思路和施工工艺，探索缝内转向的规律和特点，研究暂堵剂和压裂液，开展了现场施工和效果评价。

　　旧井新开宽短缝是在压裂液中加入油溶性暂堵剂，压裂液将先进入高渗层内，暂堵剂沉积而封堵高渗层，使裂缝转向，从而压开低渗层。油井投产后，原油将暂堵剂逐渐溶解而解除堵塞，若高渗层为高含水层，暂堵剂不解封有助于降低油井的含水率。另外，应用端部脱砂技术，就是对前置液进行选择，在造出一定的逢长后，使前置液滤失完，这样就会使前端的携砂液脱砂形成桥堵，从而阻止裂缝进一步延伸，继续泵注高含砂浓度的携砂液，裂缝只能向两侧扩展，呈球型膨胀，从而达到增大裂缝宽度，提高裂缝导流能力，实现油井增产目的。

　　川口油田以低渗储层为主，目前是通过压裂改造实现经济有效的开发，特别是老井老层经过二次压裂后效果越来越差，同时规模也越来越大，因此油田经过一段时间的开采，使的原有裂缝控制的原油已经接近全部采出，但是大部分油井在现有采出条件下尚有一定的剩余可采储量，但是动用程度已经不高。为此要实现老油田经济有效的开发，就必须提高老油田的剩余采收率，而提高剩余采收率缝内转向重复压裂工艺技术则是一条较好的有效手段。

　　为从根本上解决低渗透油田开发问题，我们在试验研究的基础上，经过工艺优化配套，建立了以缝内旧井新开宽短缝工艺为主导的低渗透重复压裂新模式。它有效地在疏通原有人工主裂缝基础上形成了新的支裂缝，沟通了“死油区”，扩大油井泄油面积。

　　目前该区已进人中、高含水期的开发阶段，高产稳产的难度越来越大，随着油井开发年限和措施次数的增加，老井原有人工裂缝的生产潜能越来越小，单一的加大规模等重复压裂技术已不能满足油田开发增产稳油的发展需要。因此，采用旧井新开宽短缝技术使裂缝转向，压开新缝，是老井增产的有效方法。

　　应用效果

　　2007年上半年我们对该区域的旧井川41直井、丛124-11井、丛170-2井进行旧井挖潜改造，川41直井原压段587米-591米，二次改造压段为612米-615米和619米-622米，施工开始加砂6方后，套管闸门大漏，怀疑封隔器烂，起出井下管柱发现封隔器完好，将25cm胶皮筒的封隔器换为50cm的，再次施工套管闸门仍然大漏，最后将封隔器提至两次射孔段的上部，起泵压裂套管闸门才不漏;丛124-11原压段为758~760米、 763~765米、770~772米，二次改造压段为786~788米，压裂情况和川41直井相同;丛170-2原压段为784~789米，二次改造压段为800~802米，压裂情况和川41直井相同，通过以上三口井的施工，充分说明该区域储层内存在天然微裂缝，而且微裂缝相对比较发育，在两个压段比较近的时候很容易压穿，形成两个小层之间的串通，在这种情况下，由于新压段在原压段的下部，填砂压裂已经不能够满足施工要求，而且用双封隔器卡新压段的办法也不能满足压裂施工的要求，所以只能选择把原压段和新压段都封住，施工过程中暂时封住张开的原压段裂缝，进而压开新的压段，形成新的裂缝。

　　2007年下半年我们在该区域选择了四口产量极低的井和一口水井进行旧井新开宽短缝压裂试验，井号为：丛112-1、丛112-9、丛112-10、丛112-12、丛111-9，油井数据见表2。

　　对选择的油井我们实施的是一块一策、一井一策、一层一策。正是因为我们针对每口井的不同特性，把好脉对症下药，才使得压裂油井显示出了良好的增产效果。从施工效果看，新裂缝的产生对增产具有明显作用。油井压裂前后原油产量及含水率对比见表3。

　　从目前的施工数据和增油情况看，缝内旧井新开宽短缝工艺技术的压裂效果是明显的，特别是重复压裂中的转向对高含水期的低渗油田开发具有重要意义，该工艺的使用并将成为低渗油气田开发后期的增产挖潜的有效手段，具有很大的应用前景。

　　常规重复压裂技术增油效果差、有效期短、油井储量动用程度低。该成果解决了老井的低产、低能、低采收率和见水时间短等问题。

　　这项技术创新性地提出并验证了采用旧井新开宽短缝技术，压开新的水力裂缝以提高同井同层重复压裂效果的新思路。项目效益潜力巨大：一是直接经济效益。二是可有效动用常规压裂技术不能动用的储量，提高采出程度约35%，并将为其他油田有效动用特低渗透储量提供新的研究思路