浅析老区油田压裂增能吞吐效果

摘要：七厂老区油田受砂体规模窄小、断层发育及储层物性差等因素影响，局部井区注采关系不完善，甚至出现有采无注孤立井的情况，此类井层地层能量亏空严重，由于常规措施改造工艺施工规模较小，目的井层的渗流状况改善有限，难以建立长效能量供给，措施有效期短。本文通过评价单井压裂增能吞吐效果，结合选井、选层、动态调整、施工规模、生产机制等方面分析，总结措施选井选层标准，确定挖潜潜力，探索提高油层动用的经济有效方法和途径，为油田稳产提供重要支撑。

关键词：增能吞吐;措施界限;措施挖潜;能量补充

前言

经统计，受窄小砂体发育、断层等因素影响，老区油田有采无注的孤立井有14口，而受储层物性差、平面非均质性等影响，造成注水受效差储层未得到有效动用的井73口;同时统计有效厚度在0.5m以上无连通水井的储层232个，急需探索一种有效治理的挖潜技术，提高这类井层的动用程度。

1 方案优化设计

针对我厂部分井区受砂体规模、断层或井网、井距影响，注采关系不完善，结合油层潜力分析、井场勘察、井况调查结果，优选10口井（无连通注水井5口、注水受效差井5口）实施压裂增能吞吐措施。

1.1选井、选层条件

根据压裂增能吞吐技术要求，结合以往压裂效果分析，具体选井、选层条件如下：（1）目的层砂体剩余油富集;（2）投产初期日产油有高值显示;（3）隔层厚度大于2m的稳定泥岩;（4）全井有效厚度3m以上;（5）井况、地面环境满足试验要求。

1.2 驱油体系及压裂参数优化

根据室内实验结果，表面活性剂在浓度0.4%的条件下，其界面张力可达10-³数量级，降低界面张力能力较强，设计使用浓度为0.35%;结合剩余油类型和砂体展布，设计驱油液6205m³，加砂量124m³。

2 试验效果分析

10口井措施后，初期平均单井日增油3.7t，含水下降2.4个百分点，单井累计增油1283t。

2.1 选井方面

1）优选地层压力保持水平≥65%的井

通过对比分析，10口井平均地层压力7.61MPa，平均压力保持水平在68.4%。其中，日增油≥5t、或累计增油≥800t的井地层压力保持水平均在65%以上。

2）优选产液强度≤1.8t/m的井

通过对比分析，初期日增油≥5t、或阶段累计增油≥800t井共5口，其压前产液强度均在1.8t/m.d以下

2.2 选层方面

从已实施10口井措施层位的砂体类型、含油饱和度、有效渗透率等方面分析：席状砂层位比例较高，剩余油饱和度在30%以上的层比例较高，渗透率在100-300×10^-3μm²之间的层比例较高，其措施效果相对较好。

2.3 動态调整方面

考虑压裂增能吞吐具有压裂和驱油两方面特点，结合压驱井层类型，制定相应的调整措施。1）对无水井连通的井层，重点以减缓井区地层压力下降速度为主，对井区的邻近油井采取间抽、关井控液等措施;对有注水连通的井层，重点以控制措施递减速度为主，对邻近油井实施堵水、关井控液，连通水井实施细分、提水、压裂等措施。

2.4 施工规模优化方面

从10口井施工设计看，初步结合砂体展布和储层控制体积，按0.2-0.3PV计算用液量，按裂缝最佳穿透比20-28%设计措施层段加砂量。下步还需结合地层压力、砂体连通关系、剩余油分布特征等，优化不同类型储层的施工规模。

2.5 生产机制优化方面

对措施后套管压力下降缓慢井，焖井至压力趋于平稳，确保驱油液充分置换后，用油嘴控制自喷生产，待压力下降至具备下泵条件后实施下泵生产;对措施后套管压力下降较快井，焖井至1.5MPa，即已达到作业下泵允许压力，立即实施下泵生产。

3 结论与认识

3.1 优选地层压力保持水平在65%以上、压前产液强度在1.8t/m以下的井;

3.2 优选渗透率在100-300 ×10³μm²之间、含油饱和度在30%以上的席状砂层位;

3.3 动态跟踪调整对无连通井层以保持地层压力为重点，有连通井层以控制产量递减为重点;

3.4 措施后套管压力下降缓慢井，焖井至压力趋于平稳后开井;套管压力下降较快井，焖井

参考文献：

[1]赵立志，周广华，大庆油田萨南开发区三类油层聚驱高效压裂技术研究[J].大庆石油地质与开发，2007，26（3）

[2]张晓芹，关恒.大庆油田三类油层聚合物驱开发实[J].石油勘探与开发，2006，33（3）

[3]杨二龙，曾红梅.三类油层周期分质注聚的做法与效果分析[J].大庆石油地质与开发，2007，26（1）

作者简介：

张兴广，男，1985年7月出生，现任大庆油田有限责任公司第七采油厂地质大队动态室副主任，工程师，工学学士。