永乐油田A区块射孔优化探讨

霍丽然 （中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江大庆163514）

射孔是一种普遍应用的完整方法，从总体效益上分析，射孔既是统筹兼顾井底流通性的过程，又是对井筒附近地层污染的过程。射孔质量好，使用的射孔液恰当，射孔参数合理，就可以消除一部分射孔对地层的损害，同时在射孔过程中，孔眼周围不可避免的要形成压实带，它的渗透率比钻井污染带的渗透率还要低。可见，射孔的优劣直接影响到油井产能的大小。射孔的优化就是要针对不同的储层特点，选择合适的射孔方案，以达到提高油井产能的目的。

1 区域概况

永乐油田在区域构造上位于三肇凹陷区内，以永乐向斜和大断裂为界划分为东、西块，在葡萄花油层顶面构造图上，永乐西块位于大庆长垣葡萄花构造东翼向永乐向斜倾斜的斜坡上，而永乐油田东块位于模范屯构造西翼向永乐向斜倾斜的斜坡上。

油田开发的主要目的层为葡萄花油层。葡萄花油层顶面为东南高、西北低缓的构造斜坡，构造最高点为东南部的州183区块，海拔深度－1310～－1320m；最低处为西北部的肇291区块，构造海拔深度为－1400m，为向斜圈闭，油田东西高差80～90m。

A区块位于永乐油田南部，面积为13.5km2，1999年投入开发，采用300m×300m井距，反九点法面积井网注水开发。A区块属于构造－岩性油藏，油水分布主要受构造控制，断层切割及岩性变化使油水分布复杂化，平面上没有统一的油水界面；该区块断层延伸长度一般在0.5～9.2km，断距一般为10～25m，最大55m，断层倾角一般在40～50°之间；油层砂岩碎屑成份中石英含量为22%～30%，长石26%～35%，岩屑21%～36%，岩块以酸性喷发岩为主，粒度中值0.04～0.22mm，分选系数2.277～10.713，泥质含量为5%～28%，平均泥质含量为18.0%，砂岩以泥质胶结为主，胶结类型以再生孔隙式及孔隙薄膜式为主，胶结中等－致密，平均有效孔隙度为19.8%，平均空气渗透率为74.2×10－3μm2，属中孔、低渗油层；该区块葡萄花油层以三角洲前缘相水下分流河道和席状砂沉积为主，水下分流河道窄小破碎，基本以单倍井距为主，且与席状砂接触，平均钻遇率12.6%；席状砂相对较发育，连片性较好，发育较薄，平均钻遇率53.6%。

该区共有油水井112口，其中油井81口，水井31口，油水井数比为2.6∶1。2011年9月，该区老油井开井62口，平均单井日产液1.7t，日产油0.6t，综合含水64.7%，采出程度18.5%。

2 存在的问题

问题1 统计该区块断层密度为4.8条／km2，断层密度大，平面上断层起到切割遮挡作用，使得现有加密井网部分井区不完善，出现有采无注的现象。

A区块主要开发油层为三角洲前缘相沉积，主要储集层是水下分流河道砂和席状砂微相。水下分流河道微相主要发育层位为PⅠ4层，呈宽条带状，方向为北东－南西向，沿永乐油田东部斜坡摆动，反映出湖水浅、能量弱；而分流河道反映出沉积环境能量相对较强，入湖后主要在下切作用和不强烈的侧向偏移作用下形成垂向加积，砂体形态呈上平下凸的透镜状。席状砂微相主要为PⅠ1～4层 （PⅠ指葡萄花油层Ⅰ油层组），具有单层厚度薄、层数多的特点，单层厚度一般小于1.0m，在永乐地区基本稳定发育。随着分流河道向湖盆延展，能量逐渐减弱，在永乐和模范屯地区形成较大面积的席状砂沉积，砂体形态主要以片状为主，偶见小的 “天窗”。由于这些席状砂经湖水的反复冲洗，泥质含量低、储层物性好，是该油田的主力含油层位。

问题2 区块主要发育席状砂，受到隔层厚度的限制，堵水和压裂层位优选困难；层间矛盾突出，主力层含水上升快；受注水和席状砂泄压慢等影响，出现异常高压层。

3 射孔优化方法的建立

针对该区块的地质特征和表现出的矛盾，笔者就新井射孔进行优化研究，针对4种矛盾提出了5种优化方法 （见图1）。

图1 A区块射孔优化方法

4 射孔优化方法的应用

4.1 对于产能贡献极小或无贡献的薄差层及干层不射开，为后期措施留下足够的隔层

永乐油田砂地比大，隔层厚度小，受到隔层厚度的限制 （工艺上要求机械堵水隔层大于1.5m、压裂隔层大于3.0m），措施层位优选困难，措施效果逐年变差。为后期措施留下足够的隔层，对于产能贡献极小或无贡献的薄差层及干层不射开。永1井6个隔层厚度分别为0.8、0.8、1.1、1.0、1.0和6.0m，如果该井全井射开则无法选择堵水层位。该井PⅠ3层为差油层，不射开留作后期堵水隔层，后期可以选择2个堵水层位 （PⅠ22及PⅠ41b层低水淹，含水上升快）。

4.2 为缓解层间矛盾，部分高渗透层不射开，留作后期补孔潜力层

与注水井连通较好的高渗透主力油层是油井的主要产出层，但也是油井含水上升较快的层位，层间矛盾突出，主力层高含水后就会导致本井高含水无效循环，并且抑制其他层的产出。因此在保证油井产能的前提下，部分高渗透层不射开，先开采次主力层及其他薄差层，待含水上升到中含水阶段再补开高渗透层，达到分层动用的目的［1］。永2井有2个主力层，其中PⅠ41b－42a层为高渗透层，且与注水井连通较好，因此该层暂不射开留作后期补孔。

4.3 满足初期产能的前提下，部分异常高压层不射开，留作后期补孔潜力层

受注水和席状砂泄压慢等原因，部分井层测井曲线异常 （深浅双侧向、2.5m、4.0m电阻率曲线显示高值、微电极幅度差小或无幅度差、声波时差值增大以及自然电位曲线负异常显著降低、曲线趋于平缓），有异常高压层表现。异常高压层与水井对应层位连通较好，在纵向上易造成层间矛盾突出，投产后一方面高压层含水上升快，另一方面由于该层压力高，产出抑制其他层的产出。因此，在保证初期产能的前提下，部分异常高压层不射开，留作后期补孔潜力［2］。永3井PⅠ42b层为该井主力层，与注水井连通较好，从曲线形态分析为异常高压层，射开其他层能够满足初期产能，因此该层不射开留作后期潜力，其他层全部射开。该井投产初期日产液量3.4t／d、日产油量2.4t／d。

4.4 一注两采井区实现错层开采，要新井也要保老井

断层是油气运移和聚集的通道，是油气藏形层的重要因素，然而断层的切割遮挡作用使得现有井网部分井区不完善，出现有采无注现象［2］。永4井为2011年永乐油田A区块的1口加密油井，该井位于由2条近南北方向的断层交叉组成的构造阶地上。该井属于对角线加密类型，由于断层遮挡作用，若加密井全井射开，则会造成抢水现象，使得老油井永5井受效情况变差。为避免这种情况发生，在保证新井产能的前提下，优选射孔层位，永4井PⅠ41b层不射开，将主力吸水层位留给永5井。新井投产后，老井永5井生产稳定，较水井钻关前液量下降0.1t。

表1 A区块加密井与老井产量对比表

4.5 有采无注井压裂，观察压裂井自然产能

永6井处于一个由4条断层切割的封闭小断块内，无注水井点。为了最大限度的提高该井产能，射开PⅠ22及以上层实施压裂投产。投产后该井初期采油强度达到2.7t／（d·m），目前该井采油强度为2.0t／（d·m），压裂有效的改善了该井的动用状况。

射孔优化结合加密区水淹层射孔原则，该区块投产新井含水低于周围老井含水9.2% （见表1），达到预计目标。

5 结 论

（1）针对A区块构造特征及开发矛盾，对于有采无注井可以实施错层开采注水保持地层能量和压裂措施提高单井产能的方法。

（2）针对A区块沉积特征及开发矛盾，对于产能贡献极小或无贡献的薄差层及干层不射开，为后期措施留下足够的隔层；为缓解层间矛盾突出，部分高渗透层和异常高压层不射开，留作后期补孔潜力。

（3）射孔优化结合加密区水淹层射孔原则，A区块投产新井含水低于周围老井含水9.2%，达到预计目标。