慶A區穩產措施效果評價

方燕，朱榮軍，張建忠，姚剛，同俊鋒，金芳，劉輝

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

慶A區穩產措施效果評價

方燕，朱榮軍，張建忠，姚剛，同俊鋒，金芳，劉輝

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

慶A區長6油藏屬于典型的“三低”油藏，前期以超前注水方式開發，主要開采層位長63。本文從該區措施選井標準優化、措施工藝優化出發，介紹了該區2016年措施實施基本情況；結合慶A區地質特征，分析了措施效果影響因素、措施改造對單井與區塊開發的作用，提出了下步措施建議，為慶A區持續穩產提供技術支撐。

措施；措施效果；效果評價

慶A區所屬構造單元為鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，為三角洲前緣湖底滑塌濁積扇沉積，砂體呈北東-南西向展布。屬巖性油藏，主要開采層位三疊系長63層，長63油藏平均埋深2 130 m。長63油層平均孔隙度12.2%，平均滲透率0.36 mD，原始地層壓力15.8 MPa。屬于低孔、超低滲儲層。

結合儲層物性和生產現狀，將慶A區分為北部低壓區、南部低壓區、中部見效區、東北部裂縫見水區和水平井區五個區域。北部隔夾層發育，南部滲透率較低，泥質含量高，地層壓力保持水平低，剩余油儲量高，具有較大治理、培育潛力；中部地層壓力保持水平高，單井產量相對較高；東北部微裂縫發育，地層壓力保持水平低；水平井區隔夾層發育，油層厚度小，壓力保持水平低[7]。

1 慶A區措施實施情況

1.1 措施選井選層的原則

油井實施措施后是否能達到預計增油效果，選井選層至關重要。運用地質研究成果及動態監測資料，通過2014-2016年的不斷優化，形成了“靜態六項堅持，動態兩項合理”選井選層標準（見表1），基本規律是：

（1）油層厚度大，連通性好，展布穩定，天然裂縫發育。

（2）地層壓力保持水平高，注采井網完善，注采單元內油水井連通性好。

（3）儲層物性相對較好。

（4）單井產量遞減較大，井組內油井未見注入水或見水程度低，具有高產史。

表1 選井選層標準

1.2 措施工藝優化與選擇

針對全井段籠統壓裂儲層改造不充分，增產幅度有限問題，結合單井及區塊地質特征持續優化措施工藝改造方式、工藝施工參數，形成以“分層壓裂為主，常規解堵為輔”的措施工藝技術體系[2-4]。

對大套井通過優化壓裂工具組合，優化工藝參數，完善了不動管柱分層壓裂工藝；對小套井通過優選新型封隔器與壓裂滑套的有機組合，實現了小套井從光套管籠統壓裂向分層壓裂方式的轉變。同時積極開展水淹井壓裂試驗，挖掘水淹井剩余油；積極開展水平井沖砂+酸化等水平井治理工藝試驗，恢復水平井產能（見表2）。

表2 措施工藝優化內容與作用

1.3 措施實施情況

慶A區2016年實施措施井23口，其中重復壓裂8口，補孔壓裂13口，沖砂酸化2口（見表3），主要集中在高壓區。

表3 慶A區2016年措施實施情況統計表

1.3.1 典型井例1陳1*-15井補孔+分層重復壓裂（大套）。

（1）基本情況：該井位于慶A區中部，生產層位長63，2009年12月16日投產，初期日產液3.85 m3，日產油2.63 t，含水22.5%，動液面1 394 m；投產后產量下降較快，2013年9月重復壓裂，有效826 d，累計增油978 t，2014年7月產量開始下降，目前日產液1.13 m3，日產油0.85 t，含水10.9%。

（2）施工目的與依據：該井處在油藏中部，長63層發育油層累加厚度22.1 m，射孔12.0 m。與鄰井對比，物性、儲層厚度相當（見表4），鄰井陳11-*5于2015年重復壓裂，累計增油703 t，至今有效，目前單井產量2.4 t/d。陳1*-15與2口注水井對應關系良好，1 972.0 m～1 977.0 m測井顯示為油層，具有補孔潛力。2014年鄰井陳11-*5井測得地層壓力14.2 MPa，具有一定的能量基礎。為提高單井產量，決定補孔長63層1 972.0 m～1 977.0 m，之后對1 936.0 m～1 941.0 m段、1 951.0 m～1 955.0 m段和1 966.0 m～1 969.0 m、1 972.0 m～1 977.0 m段實施分層重復壓裂。

表4 陳1*-15井與鄰井物性對比表

（3）壓裂工藝參數設計：仔細分析該井油層物性、歷史措施情況與效果，考慮現有工藝改造手段等因素，該井壓裂工藝參數設計（見表5）。

在壓裂液方面，前置液采用滑溜水，攜砂液采用滑溜水+胍膠基液，目的是在保證施工效果的前提下，減少儲層傷害。

（4）實施效果：該井措施后初期日產液9.24 m3，日產油6.87 t，含水11.5%，日增油6.0 t；目前日產液7.10 m3，日產油5.32 t，含水10.8%，日增油4.40 t，當年累計增油1 289 t，至今有效。

1.3.2 典型井例2陳1*-17井補孔+分層常規壓裂（小套）。

（1）基本情況：該井位于慶A區中部，2009年5月27日投產，初期日產液3.4 m3，日產油2.4 t，含水14.3%，動液面706 m。2009年12月產量開始下降，2014年10月沖程2.5 m下調至1.8 m，目前該井日產液1.2 m3，日產油0.9 t，含水16.5%，動液面1 434 m。

（2）施工目的與依據：陳1*-17井長63層發育油層累加厚度46.3 m，射孔15.0 m，射孔程度小，與鄰井對比，物性、儲層厚度相當（見表6），滲透率優于鄰井。鄰井陳9-*7井于2012年4月補孔壓裂，累計增油2 651 t，至今有效。該井與2口注水井注采對應關系良好，鄰井陳9-*7井2015年測得地層壓力11.9 MPa，具有一定的能量基礎。該井初期改造規模小，投產后產量持續下降，2011年12月該井注水見效，2014年9月該井產量再次開始下降。

綜合以上，分析認為該井措施潛力較大，現決定對該井長63層1 998.0 m～2 001.0 m和2 019.0 m～2 022.0 m進行補孔，之后對長63層1 979.0 m～1 982.0 m和1 993.0 m～1 998.0 m、1 998.0 m～2 001.0 m和2 012.0 m～2 019.0 m、2 019.0 m～2 022.0 m進行分層壓裂，提高單井產量。由于該井是小套井，所以采用常規壓裂方式。

（3）壓裂工藝參數設計：仔細分析該井油層物性、歷史措施情況與效果，考慮現有工藝改造手段等因素，該井壓裂工藝參數設計（見表7）。

在壓裂液方面，前置液采用滑溜水，攜砂液采用滑溜水+胍膠基液+交聯液，目的是適當提高鋪砂濃度，提高改造強度，減少儲層傷害。

（4）實施效果：該井措施后初期日產液6.24 m3，日產油4.22 t，含水19.4%，日增油3.33 t；目前日產液5.15 m3，日產油3.64 t，含水15.8%，日增油2.75 t，當年累計增油698 t，至今有效。

表5 陳1*-15井壓裂工藝參數表

表6 陳1*-17井與鄰井物性對比表

表7 陳1*-17井壓裂工藝參數表

2 慶A區措施效果分析與評價

2.1 措施效果影響因素分析

2.1.1 儲層物性與措施效果關系2016年慶A區措施井儲層各類物性與增油效果關系（見圖1～圖6），通過對比可以看出；措施效果與含油飽和度、電阻率呈正比關系，與泥質含量呈反比關系。在慶A區優選措施井的條件可以以含油飽和度≥48%、電阻率≥32 Ω·m、泥質含量≤20%、油層厚度≥10 m、孔隙度值≥10%，滲透率值≥0.3 mD為參考。

2.1.2 地層壓力與措施效果關系由于慶A區地層壓力分布不均，2016年在低壓區優選3口井（陳1*-19、陳3-*8、陳0*-30）進行試驗性進攻措施。措施后產量下降速度快，遞減大（見圖7），分析地層壓力是影響措施長期效果的關鍵因素。

圖1 日增油量與含油飽和度散點圖

圖2 日增油量與電阻率散點圖

圖3 日增油量與泥質含量散點圖

圖4 日增油量與油層厚度散點圖

圖6 日增油量與滲透率散點圖

圖7 低壓區單井日增油變化

繪制措施增油量與地層壓力保持水平散點圖（見圖8），進一步分析確定地層壓力與措施增油效果之間關系。可以看出：措施后有效期大于200 d的措施井共有11口井，其中地層壓力保持水平大于90.0%的井占9口，占81.2%，由此可以看出地層壓力保持水平與措施增油效果正相關。

圖8 日增油量與壓力保持水平散點圖

2.1.3 措施強度及措施工藝與措施效果關系繪制單井日增油量與現場措施強度散點圖（見圖9和圖10）。可以得出：合理入地液量范圍在500 m3～600 m3，砂量在30 m3～40 m3，地層改造較充分，單井增油量多，提高單井產量效果顯著。

圖9 日增油量與入地液量散點圖

圖10 日增油量與砂量散點圖

本廠近幾年的措施改造工藝逐步由“低液量、低排量、高砂比”的常規壓裂轉變為“大液量、大排量、低砂比”的混合水壓裂，2016年進一步優化為分層壓裂。從統計結果看，2016年無論是補孔壓裂還是重復壓裂，效果都較好，說明經過本廠優化的“分層壓裂”措施改造工藝在慶A區低滲透油藏適應性較好。

2.1.4 天然微裂縫分布與措施效果關系慶A區中部、北部微裂縫發育，見水方向呈現多向性，以北東-南西向為主。2016年在裂縫水淹井兩側優選11口井實施措施，單井日增油2.47 t，效果明顯，通過對比裂縫側向措施井措施效果可以發現：

（1）中部微裂縫分布較為分散、注水多向受效，措施后日增油量2.1 t；

（2）北部微裂縫發育較為集中、注水側向受效，側向措施井日增油量明顯高于主向措施井。

2.2 措施改造對單井與區塊開發作用分析與評價

結合儲層物性和生產現狀，2016年在慶A區共實施措施井23口（見表8），其中重復壓裂井8口，補孔壓裂井13口，水平井沖砂+酸化2口。措施前平均單井日產液1.15 m3，日產油0.76 t，含水21.6%，動液面1 425 m；目前平均單井日產液3.51 m3，日產油1.99 t，含水32.5%，動液面1 299 m。措施完井初期平均單井日增油2.17 t，累計增油6 012 t，提單產效果顯著。

2016年，慶A區兩項遞減連續三年下降，地層壓力保持水平、采油速度和采出程度穩步提升，連續三年保持I類開發水平。油井措施改造有力的促進了區塊開發效果的提高。

表8 慶A區2016年措施效果統計表

3 認識與建議

（1）2016年，慶A區通過分層重復壓裂、補孔壓裂和沖砂酸化，平均單井產量由2015年1.14 t/d提高到2016年1.26 t/d，效果較好。說明措施改造是有效提高單井產量，降低區塊遞減的重要手段。

（2）從實際實施效果看，由于本廠今年對壓裂工藝進行了優化改進，對泥質含量≤20%的儲層改造效果也比較好，建議將選井原則中與泥質含量有關項優化為泥質含量≤20%，擴大選井范圍。

（3）慶A區北部隔夾層發育，南部滲透率較低，泥質含量高，地層壓力保持水平低，注水見效緩慢，措施后產量下降速度快、有效期短，階段遞減達47.3%，建議下步優化注水技術政策，加強欠注井治理補充地層能量，為培育措施井提供能量基礎。

（4）東北部微裂縫發育，地層壓力保持水平低，需改善水驅方向，建議適當采用調剖手段治理。

（5）在“靜態六項堅持，動態兩項合理”選井選層標準指導下、在重新認識剩余油分布、重新認識高含水井裂隙發育的基礎上，建議下步對位于慶A區中部的陳7-*3井、陳9-*5井、陳11-*8井、陳13-*7井、陳15-*5井、陳15-*6井、陳17-*6井進行重復壓裂改造，進一步提高區塊開發效果。

［1］張保平，等.油藏增產措施［M］.北京：石油工業出版社，2002.

［2］肖斌，孫順敏.油氣田單井措施評價及應用［J］.江漢石油學院學報，2003，25（S1）：82.

［3］趙伯平，等.長慶油田超低滲透油藏體積壓裂技術研究與實驗［J］.大觀周刊，2012，（39）：50-51.

［4］侯風華，張在旭，等.油田增產措施優化方法［J］.石油大學學報（自然科學版），2000，24（6）：86+90.

TE348

A

1673-5285（2017）06-0097-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.021

2017-05-04