薄差層二次加密井壓裂效果評價

【摘 要】本文依據(jù)喇嘛甸油田特高含水期水驅(qū)油田開發(fā)形式與注采結(jié)構(gòu)特點，通過對薄差層二次加密井喇9-X3212井壓裂效果進(jìn)行評價，在儲層精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，結(jié)合動靜資料認(rèn)真進(jìn)行了逐層層內(nèi)剩余油分布狀況的分析，并通過對應(yīng)注入水井的注水方案及井間的注水結(jié)構(gòu)有目的的進(jìn)行措施調(diào)整，從而保證了9-X3212井壓裂效果長期有效，實現(xiàn)壓裂增產(chǎn)效果新突破，進(jìn)一步改善區(qū)塊整體開發(fā)效果，為喇嘛甸油田薄差層的綜合挖潛提供了借鑒經(jīng)驗。

【關(guān)鍵詞】砂體發(fā)育;剩余油;動用程度;壓裂

大慶喇嘛甸油田已經(jīng)開發(fā)了40多年進(jìn)入特高含水期，油井產(chǎn)液量與含水均較高，注水效果差，平面矛盾突出，壓裂選井選層難度越來越大。針對這一現(xiàn)狀我們拓寬壓裂選井選層思路，在動態(tài)分析、油藏研究、沉積微相研究的基礎(chǔ)上，從動態(tài)分析、監(jiān)測資料、測井曲線對比、水驅(qū)規(guī)律、沉積微相研究多角度出發(fā)，加大以開采薄差層為主的二次加密井的壓裂規(guī)模，實現(xiàn)壓裂選井選層方法的科學(xué)化和系統(tǒng)化，為油田在高含水開發(fā)后期實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)起到了關(guān)鍵的作用，壓裂成為措施選井不可缺少的技術(shù)方法。

1.喇9-X3212開發(fā)簡況

喇9-X3212井位于喇嘛甸油田南中塊東部，1994年4月投產(chǎn)的二次加密油井，機(jī)型CYJ10-5-53-HB，φ57泵生產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液40t，日產(chǎn)油20t，含水50.0%

2.問題的提出

喇嘛甸油田進(jìn)入特高含水期后，壓裂選井選層難度越來越大。因此我們拓寬了壓裂選井選層思路，加大了以開采薄差層為主的二次加密井的壓裂規(guī)模。2018年底在對全礦二次加密井生產(chǎn)情況調(diào)查中，發(fā)現(xiàn)9-X3212井開發(fā)過程中，生產(chǎn)狀況平穩(wěn)未上過任何增產(chǎn)措施。近幾年生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比資料表明該井產(chǎn)液量與全區(qū)二次加密井平均產(chǎn)液量基本一致，但含水始終低于全礦二次加密井平均含水1.5%左右，低于全礦綜合含水3%左右。

3.潛力分析

根據(jù)井組油層發(fā)育狀況結(jié)合注采關(guān)系，以精細(xì)地質(zhì)解剖資料、聚驅(qū)井測井解釋資料為基礎(chǔ)，在平面和剖面上對9-X3212井逐層進(jìn)行油水井連通狀況、油層動用狀況及壓裂潛力分析。

喇9-X3212井射孔層位分為薩Ⅰ、薩Ⅱ、葡Ⅱ、高Ⅰ四段。該井共有38個射孔層位，其中表外儲層26個，占總層數(shù)的68.4%，共射開砂巖厚度17.7m;有效厚度小于1m的油層有10個，占總層數(shù)的26.3%，射開砂巖厚度9.6m，有效厚度4.1m;有效厚度大于1m的2個，占總層數(shù)的5.2%，射開砂巖厚度8m，有效厚度7.5m。該井整體表現(xiàn)為多段發(fā)育的大面積表外儲層和非主體席狀砂的低滲透薄差油層。具體各組油層分析如下：

（1）薩Ⅰ組。該井在薩Ⅰ組射開了8個小層，沉積相帶圖表明該組油層以主體席狀砂發(fā)育為主，油層發(fā)育較好;注入井發(fā)育為表外儲層，油水井連通較差，油層內(nèi)部應(yīng)存在剩余油。但射孔資料表明2口注入井對應(yīng)層段均未射孔，建議對該油層組不進(jìn)行壓裂。

（2）薩Ⅱ組。該井在薩Ⅱ組射開了3個小層，主力油層薩Ⅱ油層對應(yīng)的薩Ⅱ沉積單元發(fā)育為河道砂體，是該井發(fā)育最好的油層。附近聚驅(qū)井測井資料解釋結(jié)果顯示，該層整體水淹級別較低，只有底部1.2m厚度為高水淹，其余均為中低水淹，且中低水淹交錯分布。根據(jù)射孔關(guān)系該井的薩Ⅱ組油層動用狀況只受8-321井影響，該井和8-321井之間存在砂體變差部位，導(dǎo)致注入水波及效果變差，使得該油層的動用程度無論從方向上還是效果上都很差，造成該層剩余油飽和度比較高。

（3）葡Ⅱ組。該井在葡Ⅱ組射開15個小層，其動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明該組油層發(fā)育層以薄層席狀砂和表外儲層為主。附近聚驅(qū)井測井資料顯示該層水淹級別很低，中低水淹間還有未水淹部位。對應(yīng)注入井8-3216井在該段油層內(nèi)不是位于尖滅區(qū)就是位于砂體變差部位，造成油水井之間連通很差，使該組油層在開發(fā)過程中只能靠自身彈性能力生產(chǎn)，因而存在剩余油。

（4）高Ⅰ組。小層射孔數(shù)據(jù)表明9-X3212井在高Ⅰ組射開12個小層，根據(jù)射孔關(guān)系該井動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明該井和8-3216井發(fā)育大多為成片發(fā)育的表外儲層，油層發(fā)育很差，油水井連通不好。該層吸水比例最大時也只占全井的4.81%，油層動用狀況很差，存在剩余油。對該組油層進(jìn)行全段多裂縫壓裂，盡可能提高油水井間的滲流能力，改善該井的油層動用狀況。

4、方案編制

上述分析表明9-X3212井各油層內(nèi)部均存在剩余油，具有壓裂潛力。除薩Ⅱ2-4油層底部存在高滲層外，其它層段均是表外儲層或非主體席狀砂發(fā)育為主的低滲透薄差油層，因此9-X3212井壓裂方案編制為：薩Ⅱ2-4上油層采用選擇性多裂縫壓裂，投蠟球封堵3m厚油層的同時加大砂量，葡Ⅱ和高Ⅰ油層均采用選擇性多裂縫壓裂。動態(tài)資料表明該井屬于低流壓、低液面生產(chǎn)井。為防止措施后能量供給不足影響壓裂效果，在該井壓裂前后需調(diào)整注水方案，進(jìn)行措施前培養(yǎng)和措施后保護(hù)。為保證注入方案調(diào)整合理有效，對注入井的注入狀況進(jìn)行了分析。

（1）8-321井注入狀況。2018年10月，8-321井注入壓力13.4MPa，全井配注350m3，實注341m3，分為6個層段注入。分層測試資料表明該井各層段均能完成配注水量，注水狀況良好，因該井的薩Ⅱ2-4油層滲透率級差大，為防止上調(diào)配注加劇層內(nèi)矛盾決定對8-321井不進(jìn)行壓前水量調(diào)整。

（2）8-3216井注入狀況。2018年10月，8-3216注入壓力14.9MPa，全井配注110m3，實注48m3，分為4個層段注入。分層測試資料表明8-3216井底部與該井對應(yīng)的兩個注入層段分層注水量為0和8m3，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于配注水量。地層測壓資料表明該井地層壓力為24.76MPa，表皮系數(shù)S值高達(dá)2.244，說明8-3216井注入壓力高、注入能力差的主要原因是油層污染嚴(yán)重造成的。因此決定對8-3216井不進(jìn)行常規(guī)水量調(diào)整而是進(jìn)行酸化解堵，通過提高油層注入能力達(dá)到措施前培養(yǎng)的目的。

5、方案實施效果

2018年11月8-3216井執(zhí)行酸化方案后，該井注入壓力由14.9MPa降至14.0MPa，分層測試資料表明全井增注32m3。因注采井踞較長，油井流壓、液面反映預(yù)計要超過3個月。

2019年3月我們以經(jīng)濟(jì)效益最大化為出發(fā)點，抓住檢泵時機(jī)進(jìn)行油井壓裂，初期日產(chǎn)液145t，日產(chǎn)油19t，含水86.7%，流壓5.93MPa，液面309m，與壓裂前相比日增液115t，日增油15t，含水基本保持不變，壓裂增油效果顯著。

2019年10月，該井開始呈現(xiàn)產(chǎn)液、流壓下降趨勢。為延長該井壓裂增產(chǎn)有效期，2009年1月對8-321和8-3216分別進(jìn)行了細(xì)分層段重組。目前該井日產(chǎn)液80t，日產(chǎn)油9t，含水88.0%，流壓5.37MPa，液面394m，與壓裂前相比日增液50t，日增油7t，含水上升1.7%，依然處在壓裂有效期。

6、幾點認(rèn)識

（1）在以開采低滲透差油層為主的二次加密井中，注采關(guān)系不完善的井具有上產(chǎn)潛力。

（2）將動態(tài)資料與精細(xì)地質(zhì)研究成果結(jié)合，可有效的判斷剩余油分布狀況，為壓裂選層提供依據(jù)。

（3）油井壓裂前，注水井有目的措施調(diào)整，是油井壓裂后大幅度增產(chǎn)的保證。

（4）油井壓裂后，及時配套的方案調(diào)整是延長油井增產(chǎn)有效期的有效途徑。

【參考文獻(xiàn)】

[1]巢華慶，廖炎光，萬新德，等.大慶油田穩(wěn)油控水實例選編[J].石油工業(yè)出版社，1993.10.

作者簡介：馮涵麟（1990—），女，遼寧省昌圖市人，2013年畢業(yè)于哈爾濱商業(yè)大學(xué)，現(xiàn)在第一油礦喇1-2聯(lián)合站。