长庆油田属于典型的低渗、低压、低丰度油田，普遍采用压裂投产和注水开发。随着生产时间的延长，安塞、靖安、西峰等老油田部分井有效导流能力与开发井网、储层渗流能力适配性变差，大量剩余油分布于人工裂缝两侧,难以得到动用，造成油井单井产量和最终采收率低^{[1, 2, 3, 4]}。为了恢复或提高低产井产量，常采取常规加砂压裂、前置酸压裂、酸化解堵等老井重复改造措施，平均单井增油量仅1.0 t/d左右，且部分井后期产量递减快，有效期短^{[5, 6]}，说明常规重复改造难以动用裂缝侧向剩余油。近年来，国内各大油田在致密砂岩等难动用储层方面开展了体积压裂技术攻关，初步取得了较好的增产效果^{[7, 8, 9, 10, 11, 12, 13]}。为了进一步提高重复改造效果，笔者对长庆油田长X等典型储层特征和开发特征进行分析，按照“体积压裂”理念，提出并试验了以扩大侧向改造体积为目标的老井新型多缝重复压裂技术，并取得较好的增产效果。

长庆油田陇东致密储层定向井体积压裂试验表明，投产初期产量为常规压裂的2倍，增产效果明显。井下微地震监测表明，体积压裂裂缝带宽由常规压裂的40～60 m提高至40～120 m，增大了储层的改造体积。这表明，造新缝或提高裂缝带宽可以提高老井裂缝侧向剩余油的动用程度。

分析老油田储层脆性特征、天然微裂缝特征、长期注水条件下平面两向应力差值和主应力方位变化等发现，受储层最大主应力和压裂裂缝的影响，主向油井见效程度高，侧向油井见效程度低或长期不见效，剩余油富集。开发较早的某区块长X油藏模拟结果表明，沿主裂缝水窜水淹特征明显，剩余油主要在裂缝水线两侧，呈连续或不连续条带分布。加密井取心结果显示，水线侧向100～130 m的条带为剩余油富集区。储层纵向水驱动用状况受物性控制，物性相对较好的层段为主要水驱层段，物性较差的层段弱水驱或未水驱。根据“体积压裂”的理念，认为长X等主要储层具备形成多裂缝的有利条件：

1) 岩石脆性指数高。研究表明，裂缝形态与岩石脆性相关，随着岩石脆性特征增强，裂缝形态向复杂缝网发展。岩石矿物组分、直接/间接岩石力学等脆性表征方法计算结果表明，长X等储层脆性指数28.9%～42.7%，平均40.0%，具备形成多裂缝的条件。

2) 天然微裂缝较发育。理论计算表明，当天然裂缝发育的储层缝内净压力大于两向应力差时，即可实现天然裂缝开启，从而产生以主裂缝为主、具有一定带宽的裂缝系统。长X储层天然微裂缝发育，且在0°～30°的天然裂缝逼近角条件下，缝内净压力大于1.8 MPa就能实现天然裂缝开启，压裂裂缝形态以沟通开启天然裂缝为主，裂缝带宽增大。

3) 储层两向应力差值小。如果要使岩石本体破裂，那么裂缝内的净压力至少应大于储层水平主应力差值与抗张强度之和。长X储层平面两向应力差4.0 MPa，砂岩抗张强度3.0 MPa，当缝内净压力大于7.0 MPa时主裂缝开始发生转向，产生新的裂缝。

4) 地应力场发生改变。模拟研究了注采比分别为1.4，1.5和1.6时储层地应力场的变化规律，结果表明，在同一注采比条件下，开发初期最小水平主应力增加幅度较小，受注采影响小；开发中后期，主要受注采影响，最小水平主应力增加幅度较大，应力改变范围扩展至注水井与油井之间区域，地应力反转点为离井筒40～65 m处。地应力场发生改变，有利于重复压裂裂缝转向。

5) 地层能量充足。老油田经过多年注水，地层压力保持程度高，如某区块长X油藏平均压力为原始地层压力的101%，具备重复改造后油井长期稳产的能量条件。

与新井相比，老井经过长期注水开发，具有一定的特殊性，如井网固定、采出程度高、水驱前缘不断靠近油井和油水关系复杂等^{[14, 15]}。按照扩大裂缝侧向改造体积、产生新裂缝的技术思路，开展了老井新型多缝重复压裂技术模拟研究。

利用Eclipse数值模拟软件建立模型(见图1)，模拟开采4年、累计产油量2 000 t的菱形反九点井网的边井重复压裂，设计不同的网格参数，研究裂缝形态对产量的影响。

图1 平面数值模型 Fig.1 Plane numerical model

图选项

模拟条件：菱形反九点井网，井排距480 m×160 m，x方向渗透率0.3 mD，y方向渗透率0.1 mD，z方向渗透率0.03 mD，油层厚度20 m，生产流压6 MPa，水井井底注入压力30 MPa。

按照不同裂缝形态，建立5个对比模型。模型1：初次压裂1条缝，带长150 m，缝宽0.025 m，导流能力10 D·cm；模型2：重复压裂1条缝，带长250 m，缝宽0.025 m，导流能力10 D·cm；模型3：重复压裂缝网，带长150 m，带宽60 m，缝宽0.025 m，导流能力10 D·cm；模型4：重复压裂缝网，带长250 m，带宽60 m，缝宽0.025 m，导流能力10 D·cm；模型5：重复压裂缝网，带长250 m，带宽100 m，缝宽0.025 m，导流能力10 D·cm。

不同模型计算结果(见图2)表明，网络裂缝长度和宽度越大，重复压裂的产油量越高。

图2 不同裂缝形态与产量关系模拟结果 Fig.2 Simulated relationship between yield and different shapes of fracture

图选项

根据重复压裂施工井的井网形式、初次改造情况及生产动态，建立典型数值模型，采用局部网格加密方法等效模拟人工裂缝(见图3)，在微地震事件区域内设计不同的转向裂缝数，拟合措施后产量的变化情况。

图3 重复压裂后5条转向裂缝设计模拟 Fig.3 Simulation of 5 fractures changed direction after refracturing

图选项

模拟条件为：菱形反九点井网井排距480 m×160 m，x方向渗透率1.0 mD，y方向渗透率0.3 mD，z方向渗透率0.1 mD，油层厚度20 m，生产流压8 MPa，水井井底注入压力30 MPa，带长150 m，缝宽2.5 cm，导流能力10 D· cm。

通过调整生产动态及网格属性，拟合模拟井重复压裂前的生产动态，并以此为基础，预测重复压裂后的产量。转向裂缝分别为1条、3条和5条时的产量计算结果(见图4)表明，单一的转向裂缝产量偏低，多条转向裂缝产量较高。以模拟井重复压裂后的生产稳定产量为基础，按照调和递减规律预测后期生产动态，并与数值模型预测结果对比发现，3条转向裂缝模型产量与其实际产量接近。这说明采用裂缝转向重复压裂后形成了复杂的转向裂缝网络，实现了提高单井产量的目的。

图4 单井产量拟合及预测结果 Fig.4 Production fitting of single well and prediction results

图选项

通过研究，形成了以“缝内暂堵、增大排量、适度规模、低黏液体”为模式的老井新型多缝重复压裂压裂技术。

低渗透油藏长期注水开发实践表明，受人工裂缝影响，菱形反九点注采井网的边井水驱受效程度较低，而角井位于水驱前缘的有利方向，水淹可能性较大。因此，在进行新型多缝重复压裂优化设计时，其施工参数要区别对待、分别优化。

针对边井最小主应力方向上天然微裂缝不发育、侧向剩余油富集的特点，按照“老缝体积压裂+缝内暂堵转向压裂”的工艺思路进行设计，实施大砂量、大液量、大排量和低砂比压裂，提高裂缝复杂程度。

针对角井最大主应力方向上天然微裂缝发育、水驱前缘易突进和主向井水淹风险大的特点，按照“缝口暂堵转向+体积压裂”的工艺思路进行设计，控制砂量、液量，实施大排量、低砂比压裂，提高裂缝复杂程度、控制缝长，延长见水周期。

老裂缝采出程度高，要提高单井产量，需要在储层中产生新的裂缝系统，即通过特殊的压裂工艺技术，使储层中的微裂缝得到充分开启或者产生新的裂缝。通过对前期缝内暂堵压裂工艺进行改进，初步形成了“砂塞+大粒径支撑剂+暂堵剂CDD-3”的缝内段塞升压技术。暂堵剂CDD-3颗粒密度1.06 g/cm³，软化点40 ℃，熔化点58 ℃，压裂后可溶解于原油中，对储层不产生堵塞。

研究表明，升压幅度与增油量有较好的相关性，随着升压幅度的提高，储层天然裂缝开启概率增大，扩大了裂缝改造体积，单井增油量呈增加趋势。某区块长X储层缝内暂堵升压施工的58口井统计表明，按照该区块开启天然裂缝最小的缝内净压力值为标准，缝内升压幅度大于3.4 MPa的井有42口，暂堵剂升压成功率72.4%。

统计发现，加入暂堵剂CDD-3后升压幅度明显的油井，其单层平均加入暂堵剂用量为25～30 kg/m,能够实现缝内暂堵升压技术要求。

以上研究表明，要使长X储层压裂裂缝发生转向和实现天然裂缝的开启，缝内的净压力需大于7.0 MPa。通过理论计算，得到了净压力与排量之间的关系曲线(见图5)，可以看出,长X储层要达到裂缝转向和天然裂缝开启所需的缝内净压力，要求其排量大于6 m³/min，且排量越大，净压力越高，形成的裂缝网络越宽，泄流体积越大，因此可通过提高施工排量来获得更高的净压力。

图5 长X储层净压力与排量关系曲线 Fig.5 Relationship between net pressure and flow rate in the Chang X reservoir

图选项

应用数值模拟计算不同入地液量与储层改造体积的关系(见图6)。结果表明，老井新型多缝压裂可大幅增加储层改造体积，但受地层物性条件限制，改造体积存在上限，入地液量为800～1 000 m³时改造体积增加幅度变缓。因此，结合油井在井网中的不同位置和开发特征，优化设计液量为500～1 000 m³。

图6 长X储层改造体积与入地液量关系曲线 Fig.6 Relationship between effective formation volume and amount of fluids entering into the Chang X reservoir

图选项

在储层中形成多裂缝系统，需要采用多种支撑剂支撑的模式，即小粒径的支撑剂支撑天然微裂缝及小裂缝，较大粒径的支撑剂支撑主裂缝。根据储层闭合应力大小和室内试验评价结果，优选40～70目与20～40目的石英砂和低密度陶粒。为了满足缝内净压力的需求，在施工过程中需提高低黏压裂液量的比例；取平均砂比为10%～15%，在入地液量设计为500～1 000 m³时，砂量取50～100 m³。

根据裂缝中流体流动的压力梯度方程可知，压裂液黏度越小，缝内压力变化越小，压力传导距离越远。低黏度压裂液具有更好的压力传导能力，能更有效地增大压裂裂缝的波及面积，并能沟通更多的天然裂缝，且易使微裂缝产生错位和滑移，提高微裂缝的导流能力。

根据压裂液的室内优化结果，形成了以“滑溜水+基液+交联液”为主体的压裂液体系，并根据液体类型和作用将其应用分为3个阶段：第一阶段，滑溜水开启天然裂缝；第二阶段，利用基液扩大天然裂缝开启程度，提高主裂缝导流能力；第三阶段，交联液携带暂堵剂、支撑剂实现裂缝转向造新缝，增加主裂缝近井地带导流能力。

长庆油田某区块长X储层试验井的平均砂层厚度26.4 m，油层厚度24.8 m,渗透率0.35 mD,孔隙度17.76%，电阻率38.3 Ω·m，含油饱和度55.92%。措施前产液量1.05 m³/d,产油量0.78 t/d,单井产量低。采用新型多缝重复压裂技术重复改造，平均加砂量54 m³,砂比13.01%，排量6.5 m³/min，入地液量582 m³。

为了在储层中产生新的裂缝系统，需要在压裂施工过程中形成较高的缝内净压力，采用井底压力计对压裂过程中的井底压力进行监测。结果表明，在加入裂缝暂堵剂和提高施工排量后，施工压力均得到明显提升。试验井在施工过程中采用“砂塞+大粒径支撑剂+暂堵剂” 的缝内段塞升压技术，井底压力升压幅度达4.8 MPa，达到储层天然裂缝开启条件；同时，对试验井压裂净压力特征对比分析发现，排量提高后，净压力也有所提高(见图7)。

图7 试验井净压力与排量的统计关系 Fig.7 Relationship between net pressure and flow rate obtained from a testing well

图选项

为认识低渗透油藏老井新型多缝压裂的裂缝扩展形态，开展了井下微地震压裂裂缝监测。监测结果对比分析表明，与常规压裂相比，新型多缝重复压裂技术裂缝带宽增大21 m,储层改造体积增大148%，实现了挖潜裂缝侧向剩余油的目的(见表1)。同时，部分井压裂后裂缝发生偏转甚至沿垂直于主应力方向延伸，进一步证实了老油田的地应力场发生了改变。

截至现场试验当年的年底，试验井有效率达97.3％，单井平均增油量由常规重复压裂的1.1 t/d提高至2.1 t/d，平均单井增油量为常规压裂的1.9倍，取得了明显的增产效果。

统计表明，措施后油井平均含水上升幅度为10.8%，与常规压裂基本相当。总体来看，开发时间小于5年和低产低效区油井含水上升幅度小。当含水上升幅度小于10%，措施井实施新型多缝重复压裂后，采出程度优于区块整体水平，提高了区块的整体开发水平。X区块目前的含水率为31.4%,处于中低含水采油期，区块目前含水率接近低渗油藏理论值30.0%；试验井措施前含水处于较低水平，措施后含水率上升幅度小，目前采出程度为35.2%，优于该区块整体水平。

1) 长庆油田某区块长X储层脆性较强、天然微裂缝较发育、平面两向应力差值小、地应力方位变化、地层能量充足，具备开展老井新型多缝重复压裂技术试验的地质条件。

2) 现场试验表明，老井新型多缝重复压裂技术能够实现增大裂缝带宽、开启天然裂缝的目的，与常规压裂相比增产效果提高明显，能够提高区块整体开发水平，且具有较好的适应性。

3) 不同类型油藏老井新型多缝压裂改造试验取得了一些有益的认识，但也存在一些问题，如部分井措施后递减快、含水上升幅度大等，需进一步开展油藏工程、缝网匹配关系等方面的研究，以继续提高油井增产效果和油藏采收率。