川口油田自1985年開始勘探，屬于典型的低滲、低壓、低產油田，油井無自然產能，必須壓裂投產。受低滲透因素影響，該油田開發動態特征總體表現為投產初期產量遞減迅速，注入水方向性推進明顯，易形成水線，水線側向油井注水見效程度差，油井處于低產低效狀態，甚至存在“死油區”。位于水線以上的油井注水見效快，但容易造成高含水甚至水淹。
對于裂縫性油藏，當裂縫長度大于45米后，裂縫長度對油井動態的影響已不大，這是因為油井生產動態除了與水力裂縫長度有關外，還與裂縫導流能力、生產壓力等有關，因此，當水力裂縫溝通一定量的天然裂縫后，裂縫長度的影響已不是主要因素。對給定的油藏條件和天然裂縫分布，合理的水利裂縫半長為45米左右。同樣對生產井和注水井都進行壓裂，人工裂縫半長分別為15米，30米，45米，60米，75米，導流能力為50μm2·cm，隨著裂縫密度的增加油井日產量、累計產量和注水量等都隨著增加，但相應地水力裂縫長度的影響卻越來越小。因此，對于網狀裂縫發育的地層，水力壓裂僅需要造很短的裂縫，只要溝通井底附近地層的天然裂縫就可以獲得很好的增產效果。在保證人工裂縫與天然裂縫溝通的情況下，人工裂縫的長度與天然裂縫的密度關系不大，增加人工裂縫的長度，只是增加泄油面積，由于基質的滲透率很低，其增加的產量與天然裂縫的產量不在一個數量級上，因此由人工裂縫長度帶來的增產量不明顯，由此可見，對含天然裂縫的低滲透油藏，必須進行壓裂改造使人工裂縫與天然裂縫溝通，但無須壓長裂縫，應該壓寬短縫。
地質概況
通過巖芯錄井以及鄰井砂體走向和沉積規律的認識，我們將油層劃分為兩套開發層系，即：長4+5、長61。在該區域長4+5這個主要儲集層，面積約10平方公里，該層砂體雖然較薄，有效厚度10米左右，但物性較好，地層能量較大，壓后單井產量較高，是該區的主要層位。
西南部為低孔特低滲儲層。長4+5孔隙度為8~14%，平均為10%，主要分布在6.7~13.4%，平均為10.5%。滲透率為0.15~7.42×10-3μm2，平均為0.96×10-3μm2。主要分布在0.53~2.6×10-3μm2，平均為1.45×10-3μm2。長61孔隙度為7~12%，平均為9%，滲透率為0.15~7.21×10-3μm2，平均為0.79×10-3μm2。西南部井區主產層物性對比見表1。
長61在該區域也發育一套厚度比較大的砂體，有效厚度15~27米之間，且物性較好。這兩套開發層系將是今后穩產的主要區塊，目前正在該區實施分層注水。
西南部區域27口取芯井中，有9口井出現天然垂直裂縫，占全部取芯井的33%，砂巖中的裂縫一般為垂直裂縫，縫面傾角近90度，裂縫在垂直方向延伸0.2~0.3米，縫面較平整，寬2毫米左右。
研究方式
西南區域油井平均單井加砂24.1方，平均砂比35%，平均單井用液77方，排量2.5方/分鐘，全部使用凍膠壓裂，設備上使用1400型機組。
西南部注水區域內共有注水井174口，注水層位為長4+5，年注水量為46504.3方，累計注水量為710232.0方。采油井728口，年產原油 20384.9噸，累計產油447341.5噸，年產液量29507.4噸，累計產液687634.6噸，綜合含水15.6%，年注采比1.5，累計注采比1.0。采油速度為1.61%，采出程度為8.24%。2007年產油246000噸，綜合遞減率為12.4%。
西南部地層原始壓力6.27兆帕，開發至今地層能量也嚴重虧空，目前注水區域地層平均壓力保持在3.2兆帕。
水力壓裂是油氣井增產、水井增注的一項重要技術措施，同時也是解決低滲透油汽藏開發的一個重要手段。作為油井增產改造措施，壓裂作業的效果取決于工藝技術的先進性和適應性。縫內舊井新開寬短縫工藝技術研究是針對儲層試油結果與預計產出不符需重復壓裂改造和經長時間開采產量下降的老井需在老縫中造新的情況，通過對儲層的含油性、物性、巖性、地應力和微裂縫的綜合分析，根據油藏模擬和室內試驗結果，確定了縫內舊井新開寬短縫技術思路和施工工藝，探索縫內轉向的規律和特點，研究暫堵劑和壓裂液，開展了現場施工和效果評價。
舊井新開寬短縫是在壓裂液中加入油溶性暫堵劑，壓裂液將先進入高滲層內，暫堵劑沉積而封堵高滲層，使裂縫轉向，從而壓開低滲層。油井投產后，原油將暫堵劑逐漸溶解而解除堵塞，若高滲層為高含水層，暫堵劑不解封有助于降低油井的含水率。另外，應用端部脫砂技術，就是對前置液進行選擇，在造出一定的逢長后，使前置液濾失完，這樣就會使前端的攜砂液脫砂形成橋堵，從而阻止裂縫進一步延伸，繼續泵注高含砂濃度的攜砂液，裂縫只能向兩側擴展，呈球型膨脹，從而達到增大裂縫寬度，提高裂縫導流能力，實現油井增產目的。
川口油田以低滲儲層為主，目前是通過壓裂改造實現經濟有效的開發，特別是老井老層經過二次壓裂后效果越來越差，同時規模也越來越大，因此油田經過一段時間的開采，使的原有裂縫控制的原油已經接近全部采出，但是大部分油井在現有采出條件下尚有一定的剩余可采儲量，但是動用程度已經不高。為此要實現老油田經濟有效的開發，就必須提高老油田的剩余采收率，而提高剩余采收率縫內轉向重復壓裂工藝技術則是一條較好的有效手段。
為從根本上解決低滲透油田開發問題，我們在試驗研究的基礎上，經過工藝優化配套，建立了以縫內舊井新開寬短縫工藝為主導的低滲透重復壓裂新模式。它有效地在疏通原有人工主裂縫基礎上形成了新的支裂縫，溝通了“死油區”，擴大油井泄油面積。
目前該區已進人中、高含水期的開發階段，高產穩產的難度越來越大，隨著油井開發年限和措施次數的增加，老井原有人工裂縫的生產潛能越來越小，單一的加大規模等重復壓裂技術已不能滿足油田開發增產穩油的發展需要。因此，采用舊井新開寬短縫技術使裂縫轉向，壓開新縫，是老井增產的有效方法。
應用效果
2007年上半年我們對該區域的舊井川41直井、叢124-11井、叢170-2井進行舊井挖潛改造，川41直井原壓段587米-591米，二次改造壓段為612米-615米和619米-622米，施工開始加砂6方后，套管閘門大漏，懷疑封隔器爛，起出井下管柱發現封隔器完好，將25cm膠皮筒的封隔器換為50cm的，再次施工套管閘門仍然大漏，最后將封隔器提至兩次射孔段的上部，起泵壓裂套管閘門才不漏;叢124-11原壓段為758~760米、 763~765米、770~772米，二次改造壓段為786~788米，壓裂情況和川41直井相同;叢170-2原壓段為784~789米，二次改造壓段為800~802米，壓裂情況和川41直井相同，通過以上三口井的施工，充分說明該區域儲層內存在天然微裂縫，而且微裂縫相對比較發育，在兩個壓段比較近的時候很容易壓穿，形成兩個小層之間的串通，在這種情況下，由于新壓段在原壓段的下部，填砂壓裂已經不能夠滿足施工要求，而且用雙封隔器卡新壓段的辦法也不能滿足壓裂施工的要求，所以只能選擇把原壓段和新壓段都封住，施工過程中暫時封住張開的原壓段裂縫，進而壓開新的壓段，形成新的裂縫。
2007年下半年我們在該區域選擇了四口產量極低的井和一口水井進行舊井新開寬短縫壓裂試驗，井號為：叢112-1、叢112-9、叢112-10、叢112-12、叢111-9，油井數據見表2。
對選擇的油井我們實施的是一塊一策、一井一策、一層一策。正是因為我們針對每口井的不同特性，把好脈對癥下藥，才使得壓裂油井顯示出了良好的增產效果。從施工效果看，新裂縫的產生對增產具有明顯作用。油井壓裂前后原油產量及含水率對比見表3。
從目前的施工數據和增油情況看，縫內舊井新開寬短縫工藝技術的壓裂效果是明顯的，特別是重復壓裂中的轉向對高含水期的低滲油田開發具有重要意義，該工藝的使用并將成為低滲油氣田開發后期的增產挖潛的有效手段，具有很大的應用前景。
常規重復壓裂技術增油效果差、有效期短、油井儲量動用程度低。該成果解決了老井的低產、低能、低采收率和見水時間短等問題。
這項技術創新性地提出并驗證了采用舊井新開寬短縫技術，壓開新的水力裂縫以提高同井同層重復壓裂效果的新思路。項目效益潛力巨大：一是直接經濟效益。二是可有效動用常規壓裂技術不能動用的儲量，提高采出程度約35%，并將為其他油田有效動用特低滲透儲量提供新的研究思路
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