淺析老區油田壓裂增能吞吐效果

摘要：七廠老區油田受砂體規模窄小、斷層發育及儲層物性差等因素影響，局部井區注采關系不完善，甚至出現有采無注孤立井的情況，此類井層地層能量虧空嚴重，由于常規措施改造工藝施工規模較小，目的井層的滲流狀況改善有限，難以建立長效能量供給，措施有效期短。本文通過評價單井壓裂增能吞吐效果，結合選井、選層、動態調整、施工規模、生產機制等方面分析，總結措施選井選層標準，確定挖潛潛力，探索提高油層動用的經濟有效方法和途徑，為油田穩產提供重要支撐。

關鍵詞：增能吞吐;措施界限;措施挖潛;能量補充

前言

經統計，受窄小砂體發育、斷層等因素影響，老區油田有采無注的孤立井有14口，而受儲層物性差、平面非均質性等影響，造成注水受效差儲層未得到有效動用的井73口;同時統計有效厚度在0.5m以上無連通水井的儲層232個，急需探索一種有效治理的挖潛技術，提高這類井層的動用程度。

1 方案優化設計

針對我廠部分井區受砂體規模、斷層或井網、井距影響，注采關系不完善，結合油層潛力分析、井場勘察、井況調查結果，優選10口井（無連通注水井5口、注水受效差井5口）實施壓裂增能吞吐措施。

1.1選井、選層條件

根據壓裂增能吞吐技術要求，結合以往壓裂效果分析，具體選井、選層條件如下：（1）目的層砂體剩余油富集;（2）投產初期日產油有高值顯示;（3）隔層厚度大于2m的穩定泥巖;（4）全井有效厚度3m以上;（5）井況、地面環境滿足試驗要求。

1.2 驅油體系及壓裂參數優化

根據室內實驗結果，表面活性劑在濃度0.4%的條件下，其界面張力可達10-³數量級，降低界面張力能力較強，設計使用濃度為0.35%;結合剩余油類型和砂體展布，設計驅油液6205m³，加砂量124m³。

2 試驗效果分析

10口井措施后，初期平均單井日增油3.7t，含水下降2.4個百分點，單井累計增油1283t。

2.1 選井方面

1）優選地層壓力保持水平≥65%的井

通過對比分析，10口井平均地層壓力7.61MPa，平均壓力保持水平在68.4%。其中，日增油≥5t、或累計增油≥800t的井地層壓力保持水平均在65%以上。

2）優選產液強度≤1.8t/m的井

通過對比分析，初期日增油≥5t、或階段累計增油≥800t井共5口，其壓前產液強度均在1.8t/m.d以下

2.2 選層方面

從已實施10口井措施層位的砂體類型、含油飽和度、有效滲透率等方面分析：席狀砂層位比例較高，剩余油飽和度在30%以上的層比例較高，滲透率在100-300×10^-3μm²之間的層比例較高，其措施效果相對較好。

2.3 動態調整方面

考慮壓裂增能吞吐具有壓裂和驅油兩方面特點，結合壓驅井層類型，制定相應的調整措施。1）對無水井連通的井層，重點以減緩井區地層壓力下降速度為主，對井區的鄰近油井采取間抽、關井控液等措施;對有注水連通的井層，重點以控制措施遞減速度為主，對鄰近油井實施堵水、關井控液，連通水井實施細分、提水、壓裂等措施。

2.4 施工規模優化方面

從10口井施工設計看，初步結合砂體展布和儲層控制體積，按0.2-0.3PV計算用液量，按裂縫最佳穿透比20-28%設計措施層段加砂量。下步還需結合地層壓力、砂體連通關系、剩余油分布特征等，優化不同類型儲層的施工規模。

2.5 生產機制優化方面

對措施后套管壓力下降緩慢井，燜井至壓力趨于平穩，確保驅油液充分置換后，用油嘴控制自噴生產，待壓力下降至具備下泵條件后實施下泵生產;對措施后套管壓力下降較快井，燜井至1.5MPa，即已達到作業下泵允許壓力，立即實施下泵生產。

3 結論與認識

3.1 優選地層壓力保持水平在65%以上、壓前產液強度在1.8t/m以下的井;

3.2 優選滲透率在100-300 ×10³μm²之間、含油飽和度在30%以上的席狀砂層位;

3.3 動態跟蹤調整對無連通井層以保持地層壓力為重點，有連通井層以控制產量遞減為重點;

3.4 措施后套管壓力下降緩慢井，燜井至壓力趨于平穩后開井;套管壓力下降較快井，燜井

參考文獻：

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[3]楊二龍，曾紅梅.三類油層周期分質注聚的做法與效果分析[J].大慶石油地質與開發，2007，26（1）

作者簡介：

張興廣，男，1985年7月出生，現任大慶油田有限責任公司第七采油廠地質大隊動態室副主任，工程師，工學學士。