二类油层注聚区水驱井网采油井高效压裂选井方法研究

2014-03-25胡爱萍

长江大学学报(自科版) 2014年14期

胡爱萍

（中石油大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆 163111）

针对目前萨中开发区二类油层注聚区平面地理范围及纵向油层组合规模不断扩大［1］、原水驱井网配合封堵后剩余油层厚度小、继续挖潜难度大的开采矛盾，通过精细定量个性化选井选层进行封堵及全过程注水井综合优化调整，打破常规，在封堵区域内培养措施井进一步挖潜，封堵中后期在水驱油层不同井网层系交叉验证，探索总结出二类油层注聚区水驱井网采油井高效压裂方法，对其他水驱注聚封堵区块压裂措施选井选层具有借鉴和指导作用，具备推广价值。

1 北一区断东开发区块开采现状

北一区断东水驱萨尔图、葡萄花油层目前处于配合二类油层注聚及三元驱封堵后开发阶段，现具3套井网（基础井网、一次、二次加密井网），截至2011年2月，共有油水井867口，其中注水井288口，开井266口，日注水34035m3；采油井579口，开井478口，日产液27876t，日产油2013t，综合含水92.78%，注采井数比1∶2.01。目前地层压力8.92MPa，总压差－1.59MPa。该区块已累积生产原油5547.238×104t，采出程度47.32%，累积注水38436.4×104m3，累积注采比1.13。

2 北一区断东西块不同时期压裂措施选井方法

压裂［2］一向是纯水驱井网改造薄差油层物性、增强油层渗流能力、提高水驱动用程度的重要增产措施，而对于平面及纵向上大规模配合注聚封堵水驱油层，在剩余潜力油层厚度日趋缩小情况下，如何措施选井，进一步应用压裂技术高效挖潜油层，减缓水驱封堵区产量递减，提高动用程度更显得尤为重要。

由于水驱井网二类油层［2－5］对于全井射孔油层而言，是发育厚度比较大、物性较好油层，封堵后势必对水驱产量产生较大影响。为寻找接替产层，应该努力挖潜油层。首先以北一区断东西块为例，分阶段探索尝试不同时期在不同区域、不同井网内寻找压裂措施潜力井，进而推广到断东全区。

2.1 封堵初期（2007～2008年）压裂选井方法

封堵初期考虑封堵区域剩余油层厚度小、物性差，措施潜力小，主要在局部未封堵井区选择措施对象，但是无论在哪套水驱调整井网进行挖潜，效果均不佳［3－5］。

对于封堵后初期2007年压裂的2口一次调整井，平均单井增油仅2t，低于方案设计要求，并且在不到一年时间里措施失效，即使2008年尝试压裂油层厚度相对较大的二次调整井，也仅仅是措施初期刚达到3t设计增油，措施后产量递减快，效果差。主要原因是按照传统做法，在未封堵井中选择挖潜对象，而这类井多数处于断层区附近或局部注采不完善井区，其措施条件相当差，在区块封堵前措施选井根本不予考虑，同时周边注水井在封堵前后未做改变，仍沿袭老注采关系，因此措施后很难取得好效果。如B1－4－031井为98＃断层区附近1口低效生产井，于2007年4月进行压裂施工，压裂砂岩厚度9.5m，有效厚度2.6m，设计选层厚度达到标准，但压裂后初期仅增油2.2t，措施有效期仅维持4mon，达不到方案要求，主要原因是该井注采连通关系不是很好（四点法布井，由于断层遮挡，缺少一口注水井），供液能力不好，措施效果差。

2.2 封堵中期（2009年）压裂选井方法

待注聚封堵区受效稳定后，开始尝试在封堵区域内措施选井选层，首先2009年在剩余潜力油层厚度相对比较大的二次加密井网选井压裂，收到非常好效果，达到显著增油降水目的。

统计封堵后中期2009年封堵区域共8口采油井压裂，合计日增油59.6t，综合含水下降1.7%，平均沉没度上升至380.16m，单井日增油7.5t，远高于纯油区正常压裂井单井日增油3t设计标准。这是由于封堵全过程注水井开发调整在减少层间干扰前提下，围绕二类油层以外薄差层集中吸水动用，为采油井进行薄差油层措施改造积累了很大潜力，待注聚区正常受效稳定后，根据水驱注水井薄差层吸水改善程度状况，确定连通低效生产井挖潜对象，适时进行措施改造油层，能收到很好增油效果。这样就打破了以往认为封堵区域采油井封堵二类油层后，剩余油层厚度小、物性差，措施潜力小，措施井难找常规认识，为在封堵区进行措施挖潜提供了可靠的实践依据。

2.3 封堵后期（2010年）压裂选井方法

封堵后期2010年继续在封堵区域内剩余油层厚度比较小的一次加密井网进行选井压裂，交叉验证水驱封堵区内部高效挖潜油层方法，同样收到比较好措施效果，这就彻底打破了传统压裂选井方法。

传统压裂选井方法是在封堵区域边部及外部，对于采出端油层物性差，迟迟不能见到水井调整效果低效生产井，采取压裂改造油层方法进行措施挖潜，效果难以预计。而目前压裂选井方法是在封堵区域内部，针对注入端吸水状况明显改善注水井，寻找周边连通低效生产井，有的放矢实施压裂，效果显著。

统计2010年封堵区域压裂6口一次加密井，平均单井日增液31.6t，日增油4.5t，含水降2.4%，沉没度上升108.65m，措施效果比较好。如B1－4－B136井，开采油层均为萨葡薄差油层，采用限流法完井。该次施工采取限流法重复压裂，目的层为SⅠ2－SⅠ3、PⅡ4－PⅡ6、PⅡ7－PⅡ10（SⅠ指萨尔图油层Ⅰ油组，PⅡ指葡萄花油层Ⅱ油组）三段，压裂砂岩厚度仅9.9m，有效厚度2.9m，低于二次加密井平均压裂厚度（砂岩12.0m，有效3.8m），该井压裂后仍取得日增油6t，含水下降6.2%理想效果，根治了低效耗能生产状况，目前仍然措施有效，累积增油已达1612t。从其连通水井B1－41－548连续跟踪测试吸水剖面变化来看，配合二类油层注聚封堵后，减缓了层间矛盾，剩余薄差油层提注后，吸水状况明显改善，为压裂措施有效动用薄差油层创造条件，也是油井措施效果根本保障。不同井网交叉验证结果，说明在封堵区域内压裂选井是行之有效方法。

3 注聚封堵区水驱高效压裂井实施方案及效果

1）封堵初期堵提结合，对非封堵层段适度提高注水强度，并将注水层段优化调整同步进行，保持合理注水，加强二类以外薄差层吸水动用。注水井封堵时坚持堵提结合原则，提高了二类油层以外注水层段的配水量，非封堵层段注水量增加1841m3，一定程度弥补封堵目的层段带来水量损失，与封堵前对比，全区日注水下降1954m3，平均单井下降25.4m3。同时另一方面考虑到借封堵时机，吸水层间干扰减小情况下，优化注水结构调整，加强二类以外薄差油层动用，在需要封堵调整的73口井中，细分调整25口，层段调整29口，测试调整19口，其中层段重组优化井达54口，占调整井总数73.9%，起到很好改善注水结构，保持合理注水作用。

2）封堵后借鉴钻降经验，继续针对非封堵层段分步合理匹配加强注水强度，保障油层供液能力，保证油井提液挖潜需要。封堵区域注水井堵后压裂1口井，酸化9口井，调剖2口井，测试调整30口井，细分6口井，层段重组2口井，其中注水方案调整日增配注695m3，合计日增注水量1749m3，截至目前通过注水方案调整，使全区因封堵损失注水量由初期堵提结合恢复1／2水平，到现在影响水量恢复2／3水平，注水强度也由封堵初期4.68m3／（d·m）恢复至4.92m3／（d·m），全区平均沉没度由封堵初期下降至337m，到目前恢复至385m，基本上保障油层供液能力，为采油井进一步提液挖潜打下基础。

通过封堵全过程注水结构的优化调整［6－7］，使二类油层以外薄差油层得到集中吸水动用，扩大了注入水波及体积，使水驱吸水状况得到明显改善。统计21口注水井同位素资料，吸水砂岩厚度246.8m，有效厚度113.4m，与封堵前对比，分别提高了39.6m和19.8m；吸水砂岩厚度比例56.16%，吸水有效厚度比例62.13%，分别提高了13.7%和15.6%。同时基于规模性层系调整，无论从平面还是纵向上，对整个薄差油层进行潜力培养，为封堵区域采油井针对二类以外薄差层集中挖潜动用奠定坚实基础，并且精细个性化封堵也最大限度减少陪堵薄差油层，相应增加了措施挖潜动用厚度，这些正是封堵后期产生一系列较多高效压裂井关键所在。

在断东西块封堵区水驱油层总结出成功高效压裂经验，2010－2011年又进一步在断东东块应用，从而推广至断东全区，应用实践表明，有效提高水驱薄差油层动用程度，统计显示吸水及产出砂岩厚度动用比例分别提高23.8%、17.6%，并且该项技术方法对其他水驱注聚封堵区块压裂措施选井选层具有借鉴和指导作用，具备推广价值。几年来应用该技术，实施压裂39口井，达标率95.1%，超过纯油区方案设计增油标准，共实施完成增油6t以上高效压裂井16口（其中5口为增油10t以上特高效压裂井），措施前后对比合计日增油138t，平均单井日增油8.6t，截至目前累积增油57423t，平均单井增油3589t，按吨油4000元市场销售价格计算，创经济效益22969.2×104元。扣除生产成本400元／t，压裂措施成本30×104元／井，封堵作业成本20×104元／井，净利润19872.28×104元。