薄差层二次加密井压裂效果评价

【摘 要】本文依据喇嘛甸油田特高含水期水驱油田开发形式与注采结构特点，通过对薄差层二次加密井喇9-X3212井压裂效果进行评价，在储层精细描述的基础上，结合动静资料认真进行了逐层层内剩余油分布状况的分析，并通过对应注入水井的注水方案及井间的注水结构有目的的进行措施调整，从而保证了9-X3212井压裂效果长期有效，实现压裂增产效果新突破，进一步改善区块整体开发效果，为喇嘛甸油田薄差层的综合挖潜提供了借鉴经验。

【关键词】砂体发育;剩余油;动用程度;压裂

大庆喇嘛甸油田已经开发了40多年进入特高含水期，油井产液量与含水均较高，注水效果差，平面矛盾突出，压裂选井选层难度越来越大。针对这一现状我们拓宽压裂选井选层思路，在动态分析、油藏研究、沉积微相研究的基础上，从动态分析、监测资料、测井曲线对比、水驱规律、沉积微相研究多角度出发，加大以开采薄差层为主的二次加密井的压裂规模，实现压裂选井选层方法的科学化和系统化，为油田在高含水开发后期实现稳产起到了关键的作用，压裂成为措施选井不可缺少的技术方法。

1.喇9-X3212开发简况

喇9-X3212井位于喇嘛甸油田南中块东部，1994年4月投产的二次加密油井，机型CYJ10-5-53-HB，φ57泵生产，投产初期日产液40t，日产油20t，含水50.0%

2.问题的提出

喇嘛甸油田进入特高含水期后，压裂选井选层难度越来越大。因此我们拓宽了压裂选井选层思路，加大了以开采薄差层为主的二次加密井的压裂规模。2018年底在对全矿二次加密井生产情况调查中，发现9-X3212井开发过程中，生产状况平稳未上过任何增产措施。近几年生产数据对比资料表明该井产液量与全区二次加密井平均产液量基本一致，但含水始终低于全矿二次加密井平均含水1.5%左右，低于全矿综合含水3%左右。

3.潜力分析

根据井组油层发育状况结合注采关系，以精细地质解剖资料、聚驱井测井解释资料为基础，在平面和剖面上对9-X3212井逐层进行油水井连通状况、油层动用状况及压裂潜力分析。

喇9-X3212井射孔层位分为萨Ⅰ、萨Ⅱ、葡Ⅱ、高Ⅰ四段。该井共有38个射孔层位，其中表外储层26个，占总层数的68.4%，共射开砂岩厚度17.7m;有效厚度小于1m的油层有10个，占总层数的26.3%，射开砂岩厚度9.6m，有效厚度4.1m;有效厚度大于1m的2个，占总层数的5.2%，射开砂岩厚度8m，有效厚度7.5m。该井整体表现为多段发育的大面积表外储层和非主体席状砂的低渗透薄差油层。具体各组油层分析如下：

（1）萨Ⅰ组。该井在萨Ⅰ组射开了8个小层，沉积相带图表明该组油层以主体席状砂发育为主，油层发育较好;注入井发育为表外储层，油水井连通较差，油层内部应存在剩余油。但射孔资料表明2口注入井对应层段均未射孔，建议对该油层组不进行压裂。

（2）萨Ⅱ组。该井在萨Ⅱ组射开了3个小层，主力油层萨Ⅱ油层对应的萨Ⅱ沉积单元发育为河道砂体，是该井发育最好的油层。附近聚驱井测井资料解释结果显示，该层整体水淹级别较低，只有底部1.2m厚度为高水淹，其余均为中低水淹，且中低水淹交错分布。根据射孔关系该井的萨Ⅱ组油层动用状况只受8-321井影响，该井和8-321井之间存在砂体变差部位，导致注入水波及效果变差，使得该油层的动用程度无论从方向上还是效果上都很差，造成该层剩余油饱和度比较高。

（3）葡Ⅱ组。该井在葡Ⅱ组射开15个小层，其动用程度受8-3216井影响。沉积相带图表明该组油层发育层以薄层席状砂和表外储层为主。附近聚驱井测井资料显示该层水淹级别很低，中低水淹间还有未水淹部位。对应注入井8-3216井在该段油层内不是位于尖灭区就是位于砂体变差部位，造成油水井之间连通很差，使该组油层在开发过程中只能靠自身弹性能力生产，因而存在剩余油。

（4）高Ⅰ组。小层射孔数据表明9-X3212井在高Ⅰ组射开12个小层，根据射孔关系该井动用程度受8-3216井影响。沉积相带图表明该井和8-3216井发育大多为成片发育的表外储层，油层发育很差，油水井连通不好。该层吸水比例最大时也只占全井的4.81%，油层动用状况很差，存在剩余油。对该组油层进行全段多裂缝压裂，尽可能提高油水井间的渗流能力，改善该井的油层动用状况。

4、方案编制

上述分析表明9-X3212井各油层内部均存在剩余油，具有压裂潜力。除萨Ⅱ2-4油层底部存在高渗层外，其它层段均是表外储层或非主体席状砂发育为主的低渗透薄差油层，因此9-X3212井压裂方案编制为：萨Ⅱ2-4上油层采用选择性多裂缝压裂，投蜡球封堵3m厚油层的同时加大砂量，葡Ⅱ和高Ⅰ油层均采用选择性多裂缝压裂。动态资料表明该井属于低流压、低液面生产井。为防止措施后能量供给不足影响压裂效果，在该井压裂前后需调整注水方案，进行措施前培养和措施后保护。为保证注入方案调整合理有效，对注入井的注入状况进行了分析。

（1）8-321井注入状况。2018年10月，8-321井注入压力13.4MPa，全井配注350m3，实注341m3，分为6个层段注入。分层测试资料表明该井各层段均能完成配注水量，注水状况良好，因该井的萨Ⅱ2-4油层渗透率级差大，为防止上调配注加剧层内矛盾决定对8-321井不进行压前水量调整。

（2）8-3216井注入状况。2018年10月，8-3216注入压力14.9MPa，全井配注110m3，实注48m3，分为4个层段注入。分层测试资料表明8-3216井底部与该井对应的两个注入层段分层注水量为0和8m3，远远低于配注水量。地层测压资料表明该井地层压力为24.76MPa，表皮系数S值高达2.244，说明8-3216井注入压力高、注入能力差的主要原因是油层污染严重造成的。因此决定对8-3216井不进行常规水量调整而是进行酸化解堵，通过提高油层注入能力达到措施前培养的目的。

5、方案实施效果

2018年11月8-3216井执行酸化方案后，该井注入压力由14.9MPa降至14.0MPa，分层测试资料表明全井增注32m3。因注采井踞较长，油井流压、液面反映预计要超过3个月。

2019年3月我们以经济效益最大化为出发点，抓住检泵时机进行油井压裂，初期日产液145t，日产油19t，含水86.7%，流壓5.93MPa，液面309m，与压裂前相比日增液115t，日增油15t，含水基本保持不变，压裂增油效果显著。

2019年10月，该井开始呈现产液、流压下降趋势。为延长该井压裂增产有效期，2009年1月对8-321和8-3216分别进行了细分层段重组。目前该井日产液80t，日产油9t，含水88.0%，流压5.37MPa，液面394m，与压裂前相比日增液50t，日增油7t，含水上升1.7%，依然处在压裂有效期。

6、几点认识

（1）在以开采低渗透差油层为主的二次加密井中，注采关系不完善的井具有上产潜力。

（2）将动态资料与精细地质研究成果结合，可有效的判断剩余油分布状况，为压裂选层提供依据。

（3）油井压裂前，注水井有目的措施调整，是油井压裂后大幅度增产的保证。

（4）油井压裂后，及时配套的方案调整是延长油井增产有效期的有效途径。

【参考文献】

[1]巢华庆，廖炎光，万新德，等.大庆油田稳油控水实例选编[J].石油工业出版社，1993.10.

作者简介：冯涵麟（1990—），女，辽宁省昌图市人，2013年毕业于哈尔滨商业大学，现在第一油矿喇1-2联合站。