二類油藏油井壓裂措施研究

萬榮暉，柴汝寬（.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 6338； .長安大學 地球科學與資源學院，陜西 西安 70064）

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二類油藏油井壓裂措施研究

萬榮暉1，柴汝寬2
（1.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318； 2.長安大學 地球科學與資源學院，陜西 西安 710064）

摘要：二類油藏較一類油藏滲透率低、孔隙度不高、砂體發育厚度小、儲層物性差，但仍具有一定的開發潛力。為提高二類油藏聚驅采出程度，對其實施壓裂措施，以達到油田穩產目標。對壓裂井進行產能預測是壓裂后油井經濟評價的重要因素，同時也為現場油井壓裂設計和施工奠定基礎。將二類油藏細分為主力油層和薄差油層，分別對這兩類油層不同時期（含水下降期、含水穩定期以及含水上升初期）進行壓裂，以優選出主力油層與薄差油層最佳的壓裂時期，為現場實施壓裂增產提供依據。

關鍵詞：二類油藏；油井壓裂；主力油層；薄差油層；壓裂時期

目前，大慶油田已進入高含水期，穩產難度越來越大。大慶油田進行聚合物驅油礦場試驗以來，聚合物驅油已成為大慶油田高產穩產的重要技術手段。隨著一類油層注聚面積的增大，目前一類油層均已進入聚合物驅后續水驅階段，綜合含水達到90%以上，產油量逐年下降［1，2］。為實現油田穩產目標，需要大力開采二類油層。

二類油藏較一類油藏滲透率低、孔隙度低、砂體發育厚度小、儲層物性差，但仍具有一定的開發潛力［3］。為了改善這類油藏驅油效果，通常采用對油井進行壓裂的措施，來達到增產的目的。

壓裂是聚合物驅開發過程中重要的增產措施，合理應用可以取得增油挖潛和提高聚驅采收率的效果。在聚合物驅油開采過程中，隨著聚合物溶液注入量的增加，采出井的受效情況出現了較大的差異，為減緩井間矛盾，保證聚合物驅整體開發效果，有必要對油井進行壓裂措施［4，5］。

1　試驗區概況

薩南某試驗區控制面積 0.24 km2，孔隙體積39.88×104m3，地質儲量18.77×104t。試驗區葡I5-7、葡II1-3油層縱向上可分6個小層、8個沉積單元，油層平均砂巖厚度13.3 m，有效厚度6.0 m，有效滲透率241×10-3μm2。各沉積單元發育狀況如表1所示。

試驗區水驅結束后，累產油7.37×104t，采出程度為39.28%，剩余含油飽和度為50.82%，目的層綜合含水率達87.24%，處于高含水期開采階段。各沉積單元動用情況及剩余油儲量如表2所示。

2　油井壓裂措施

壓裂是聚合物驅開發過程中重要的增產措施，合理應用可以取得增油挖潛和提高聚驅采收率的效果。然而，壓裂的時機和對象將會直接影響增產效果，為此，設計3種方案，開展數值模擬研究，對主力油層和薄差油層壓裂的時機與層位進行優化。其中，主力油層為PII2、PII3，薄差油層為PI5+61a、PI5+61b、PI62、PI7。

方案 1：在含水下降期對主力油層與薄差油層分別進行壓裂；

方案 2：在含水穩定期對主力油層與薄差油層分別進行壓裂；

方案 3：在含水回升初期對主力油層與薄差油層分別進行壓裂。

2.1主力油層壓裂研究

對主力油層（PII2、PII3）分別在含水下降期、含水穩定期和含水上升初期進行壓裂，不同時期壓裂裂縫的導流能力（裂縫閉合壓力下滲透率與裂縫寬度的乘積）均為100 μm2·cm，壓裂參數如表3所示，壓裂裂縫構造如圖1所示。

表1　試驗區單元厚度及滲透率統計表Table 1　Statistical table of unit thickness and permeability in test area

表2　水驅結束試驗區各小層動用狀況及剩余儲量Table 2　The using condition and remaining reserves of each layer after water flooding

表3　主力油層壓裂參數Table 3　Main reservoir fracturing parameters

表4　不同時機主力油層壓裂計算結果Table 4　Calculation results of the main reservoir fracturing at different time

圖1　主力油層壓裂裂縫示意圖Fig.1 Schematic diagram of fracture crack in main reservoir

用NWM模塊進行模擬壓裂計算，得出不同時期主力油層壓裂后的累產油（圖2）、含水率（圖3）以及日產油量，其壓裂計算結果如表4所示。

從表4可以看出，在含水下降期進行壓裂，其累產油為7 701.17 m3，達到最大值，增油143.94 m3，采收率提高0.162%。因此，對于主力油層，在含水下降期進行壓裂，效果最好。

另外，從圖3還發現，壓裂之后，最低含水值上升，且在含水穩定期和含水上升初期壓裂的含水率上升速度加快。這也是由于壓裂之后，提高了近井地帶的滲流能力，使得壓裂后油井比正常受效時間提前受效；當聚合物溶液推進至近井地帶時，聚驅前緣易形成突進，導致垂向上油層動用厚度減小，含水率升高，穩產時間縮短，壓裂增產效果不理想［6］。

2.2薄差油層壓裂研究

對薄差油層（PI5+61a、PI5+61b、PI62、PI7）分別在含水下降期、含水穩定期和含水上升初期進行壓裂，各時期壓裂裂縫的導流能力（裂縫閉合壓力下滲透率與裂縫寬度的乘積）均為80 μm2·cm，壓裂參數如表5所示，壓裂裂縫構造如圖6所示。

表5　薄差油層壓裂參數Table 5　Fracture parameters of thin-poor reservoir

圖2　主力油層各時機壓裂累產油對比Fig.2 Comparison of oil production in different time of main oil reservoir

圖3　主力油層各時機壓裂含水對比Fig.3 Comparison of water cut in different time of main oil reservoir

圖4　不壓裂聚驅后剩余油Fig.4 Residual oil after polymer flooding without fracturing

圖5　含水下降期壓裂聚驅后剩余油Fig.5 Residual oil after fracturing in the water decreasing stage

圖6　薄差油層壓裂裂縫示意圖Fig.6 Schematic diagram of fracture crack in thin-poor reservoir

用NWM模塊進行模擬壓裂計算，得出不同時期薄差油層壓裂后的累產油（圖7）、含水率（圖8），其壓裂計算結果如表6所示。

從表6可以看出，在含水上升初期進行壓裂，其累產油為 3 426.59 m3，達到最大值，增油量為403.62 m3，采收率提高0.534%。因此，對于薄差油層，在含水上升初期進行壓裂，其采出效果最好。對比圖10和圖11發現，薄差層中心井裂縫附近的含油飽和度比不壓裂中心井附近含油飽和度底。所以，壓裂措施可以降低薄差層含油飽和度，提高聚驅效果。

表6　不同時機薄差油層壓裂計算結果Table 6　Calculation results of fracturing of thin-poor reservoir in different times

圖7　薄差油層各時機壓裂累產油對比Fig.7 Comparison of oil production in different time of thin-poor oil reservoir

圖8　薄差油層各時機壓裂含水對比Table 8　Comparison of water cut in different time of thin-poor oil reservoir

另外，從圖8還發現，薄差層壓裂之后，含水率立即下降，低于同時期不壓裂的含水率，但隨后含水率立即上升，且上升速度較快。壓裂薄差層，造成含水漏斗變小，使得在含水下降期和含水穩定期壓裂的穩產時間變短；相反，在含水上升初期進行壓裂，由于壓裂前薄差層已經達到最低含水值，壓裂后進一步降低同時期含水率，反而延長了薄差層的穩產時間，壓裂增產效果明顯。因此，薄差層在含水上升初期壓裂效果最好。

圖10　含水上升初期壓裂聚驅后剩余油Fig.10 Residual oil after fracturing in the water rising stage

3　結 論

（1）壓裂是聚合物驅開發過程中重要的增產措施，合理應用可以取得增油挖潛和提高聚驅采收率的效果；

（2）壓裂之后，提高了近井地帶的滲流能力，油井受效時間提前，使得含水率上升速率加快，穩產時間變短，壓裂增產效果不理想；

（3）主力油層應在含水下降期進行壓裂；薄差層見效晚，應在含水上升初期進行壓裂。

參考文獻：

［1］李清華.大慶油田聚合物驅油經濟評價研究［D］.哈爾濱工程大學，2007.

［2］李朦.薩北開發區一類油層聚驅后期高濃度注聚方案優化研究［D］.大慶石油學院，2010-03.

［3］朱煥來.二類抽層非均質性評價方法研究［D］.大慶石油學院，2004.

［4］高愛利.南八區特高含水期壓裂效果預測模型研究［D］.大慶∶東北石油大學.2013-05.

［5］T.Jiang，Lang Fang Branch RIPED，CNPC；Y.H.Ding，Lang Fang Branch

RIPED，CNPC et al.Systematic Fracturing Technology and its Application in the Development of Low-Permeability Reservoir［J］.Society of Petroleum Engineers，1998.

［6］羅慶，張連軍，楊寶俠等.聚合物驅壓裂時機確定及選井選層方法研究［J］.應用研究，2005∶168-173.

Study on Oil Well Fracturing Measures of the Second Class Reservoir

WANG Rong-hui1，CHAI Ru-kuan2
（1.Northeast Petroleum University，Heilongjiang Daqing 163000，China；
2.College of Earth Science and Resources，Chang'an University，Shaanxi Xi'an 710064，China）

Abstract：Compared with the first class reservoir，the second class reservoir has low permeability，low porosity and sandbody thickness and poor reservoir physical property，but it still has certain development potential.To improve the degree of polymer flooding in the second class reservoir，the fracturing measures are always used to achieve stable production target of oilfield.Predicting the productivity of fractured well is the important factor of economic evaluation for oil well；it also lays the foundation for the design and construction of the oil well fracturing.In this paper，the second class reservoirs were subdivided into main reservoirs and thin poor reservoirs，it's pointed out that the two types of reservoirs should be fractured in different periods （water cut decline period，water cut stable period and the initial water cut increase period），the best fracturing period should be selected for main reservoirs and thin poor reservoirs.

Key words：The second class reservoir；Oil well fracturing；Main reservoirs；Thin-poor reservoirs；Fracturing period

中圖分類號：TE 122

文獻標識碼：A

文章編號：1671-0460（2016）01-0138-05

收稿日期：2015-07-24

作者簡介：萬榮暉（1991-），男，在讀研究生，研究方向：多相流體。E-mail：wanronghui001@126.com。