低渗透油田提高A加密区单井产量的现场试验

杨硕（大庆油田有限责任公司第十采油厂）

对于低渗油田，近几年开发实践表明，加密调整是改善低渗油田开发效果、建立有效驱动体系的有效手段。由于原基础井网的油水井都采用压裂方式完井，随着注水开发时间的延长，地下油水动态关系复杂，给加密井的压裂优化提出了更高的要求[1]。A区块属于低渗透油田三类区块，储层平均有效孔隙度为16.0%，平均空气渗透率为9.0×10-3μm2，依据油藏布井方案，针对基础井网不同，采取不同的加密方式，在300×300m井网采用井间加井、排间加排的加密方式，而在450×160m井网，采用东西向井间均匀布2口井的方式。在区块加密开发中存在两方面不利因素：加密井井距较小，压裂规模不易控制；储层受效不均衡等问题[2]。开发实践表明，尽量延长低含水开采时间是提高油田开发效果的关键。

1 存在的问题

A区块位于低渗透油田背斜构造较缓东翼的东北边部，属于油田三类区块，主体是一个由南向北倾没的断鼻构造。在该区块的加密中，存在以下问题：

1.1 砂体发育零散

A区块属于B区块扩边区，砂体发育规模较小，现井网条件下不连通层及单向连通层比例较大，对砂体控制程度较低。统计本区44口井共151个层，单向连通和不连通层105个，占总层数的69.5%；单向连通和不连通层厚度239.4m，占总厚度的69.8%。

1.2 单向水驱储量所占比例较大

A区块在目前井网条件下水驱控制程度为71.8%，其中一类储层水驱控制程度较高，为93.5%，二类和三类储层水驱控制程度较低，分别为49.63%和66.87%。在水驱储量中，单向水驱控制储量所占比例57.45%，各类储层均在50%以上。

1.3 储层渗流阻力大

由于区块储层物性差，油层导压能力低，注水井附近憋压严重，注水井的启动压力逐年抬升，注水压力由转注时的10.8MPa上升到目前13.89MPa。注水井地层压力由2012年的23.11MPa上升到2018年的26.78MPa，油井地层压力由2012年的7.77MPa下降到2018年的4.01MPa，注采压差上升到目前的22.77MPa。

1.4 加密区块的压裂规模控制

2016年确定了150×150m小井距加密开发方式，井排方向与人工裂缝方向基本一致。且老井都经过压裂，裂缝半长100m，老井平均含水34.1%，为避免邻井裂缝串通导致含水上升，要求加密井裂缝半长必须控制在适当范围以内，控制难度较大。

1.5 储层伤害

A区块有效孔隙度16%，空气渗透率9.0×10-3μm2，砂岩以泥质胶结为主，平均泥质含量16.3%。以往的压裂开发经验表明，储层渗透率越低，储层伤害影响越大。

2 现场试验

2.1 设计方法

A加密井压裂设计方法单一，层数多，如果按原有设计施工压裂施工费用较高。需要根据储层砂体发育及连通状况确定储层分类改造原则[3]。

2.1.1 A区块地质特征

A区块位于背斜构造较缓东翼的东北边部，属于油田三类区块，主体是一个由南向北倾没的断鼻构造。区块西部及内部四条近南北向延伸的正断层，把区块分割成地垒和地堑，含油面积3.64km2，地质储量193.0×104t。岩石成份为不等粒混杂型碎屑硬质长石砂岩，以泥质胶结为主，平均有效孔隙度为16.0%，空气渗透率9.0×10-3μm2，含油饱和度56.0%，属低孔、特低渗透储层。地面原油黏度17.79mPa·s，原油密度0.8424g/cm3，凝固点27.76℃，含蜡量20.71%，含胶量11.39%。地层压力系数为0.84，属正常压力系统油藏。地温梯度为5.0℃/100m，属较高地温梯度油藏[4-5]。

2.1.2 A区块布井特征

依据油藏布井方案，针对基础井网不同，采取不同的加密方式，在300×300m井网采用井间加井、排间加排的加密方式，而在450×160m井网，采用东西向井间均匀布2口井的方式。共布加密采油井31口，水井9口，注采系统调整转注6口，基础井网完钻井投注1口。

通过采用个性化压裂规模设计，来实现整体压裂与加密井网的匹配[6]。针对基础井网老井压裂半缝长100m的实际情况，采用个性化压裂施工设计，控制含水，提高产能。适当缩短一类储层压裂裂缝半长，延长三类储层裂缝半长。考虑到加密后油水井关系及注水状况，为了避免新老井裂缝沟通，结合精细地质研究成果，依据地质布井方案，实现原井网排间加密时一类油层采油井设计采用40～50m的支撑裂缝半长；二类油层采油井设计采用50～75m的支撑裂缝半长；三类油层采油井设计采用75～100m的支撑裂缝半长。原井网井间加密时一、二类油层采油井设计采用30～60m的支撑裂缝半长；三类油层采油井设计采用60～80m的支撑裂缝半长。

2.1.3 优选药剂

提升优选压裂液返排率，降低储层伤害程度。A区块平均空气渗透率为9.0×10-3μm2，砂岩以泥质胶结为主，平均泥质含量16.3%。分析认为，压裂对储层主要有两种伤害：一是压裂液残渣易堵塞孔喉；二是黏土膨胀造成渗透率下降。为了降低压裂液残渣对地层的伤害，优化了具有残渣含量低、携砂性能好的超级胍胶压裂液及三元破胶体系，与常规压裂液体系相比，超级胍胶的亲水基团分布在分子表面，具有粉质更加均匀细腻、溶胀速度快、溶胀性能好、基液黏度高的特点，三元破胶技术则通过加入助破胶剂，降低破胶反应活化能，保证压裂液在30℃时破胶液黏度控制在5mPa·s以下[7]。

室内评价实验结果表明，超级胍胶压裂液能适应储层超低温条件要求，在30℃时剪切40min黏度203.1mPa·s，满足现场施工需要，超级胍胶压裂液流变性能指标见表1。从压裂液破胶性能指标看，超级胍胶在30℃条件下，压裂液能及时破胶，且残渣含量低，能够提升压裂液返排率，降低储层伤害程度。

表1 超级胍胶压裂液流变性能指标

制定压裂液配方:

1）基液：0.25%超级胍胶+0.05%碳酸钠+0.02%碳酸氢钠+0.1%JX-D助排剂+0.05%SP169破乳剂+0.4%ZW-11植物胶稳定剂。

2）交联剂：8%有机硼交联剂+8%深层用150B高温交联剂（交联剂量的百分比）。

3）交联比：50∶1。

与A区块的基础井网相比，优选的压裂液返排率由31.7%到41.5%，提高了9.8个百分点，降低了储层伤害。31口加密油井目前综合含水25.4%，低含水（小于20%）井比例达到83.8%，加密井综合含水得到较好控制，加密井综合含水统计见表2。

表2 加密井综合含水统计

结果显示，水井排油井适当控制压裂规模，油井含水28.9%，含水得到较好控制。油井排油井加大压裂规模，油井日产液3.2t，提高了产量[8]。

2.2 选层方法

重复压裂的油井需要选择油层物性好、水驱程度高、累计注采比高、水淹半径小、及相关的基础资料。为扩大选井的范围，提高工作效率，2018年信息中心技术人员依据已有的油水井资料，编制了老井压裂选井选层程序，实现了压裂选井微机化[9-10]。老井压裂选井选层程序已挂在网页上，技术人员只要输入井号，即可获得所需要的基础数据大幅提高了工作效率。

3 效益分析

A加密区共压裂31口油井，工艺成功率100%。选择其中的10口井对比分析，发现初期平均单井日产油4.7t，目前单井日产油2.8t，比压裂前增加1.1t，累计增油3682t，累计增加效益105.9万元，达到了预期的目的，A加密区单井产量的效果对比见表3。

表3 A加密区单井产量的效果对比

4 结论

1）针对不同井、储层的具体特点个性化压裂施工设计，实现了整体压裂规模与加密井网的较好匹配，加密井达到控制含水、提高产量的目的。与A区块的基础井网相比，优选的压裂液返排率由31.7%到41.5%，提高了9.8个百分点，降低了储层伤害，综合含水25.4%，低含水（小于20%）井比例达到83.8%，加密井综合含水得到较好控制。

2）通过优选储层保护措施，提高了压裂液返排率，降低了储层伤害，强化了试验区加密井效果。目前老井压裂选井选层程序，已挂在网页上，技术人员只要输入井号，即可获得所需要的基础数据。原来需要1h的工作量，现在只需要10min，工作效率提高了6倍。

3）压裂现场试验实施后，加密区油水井取得较好试验效果，同时又降低了投资，为同类型加密区压裂优化提供了借鉴。