薄差層二次加密井壓裂效果評價

【摘 要】本文依據喇嘛甸油田特高含水期水驅油田開發形式與注采結構特點，通過對薄差層二次加密井喇9-X3212井壓裂效果進行評價，在儲層精細描述的基礎上，結合動靜資料認真進行了逐層層內剩余油分布狀況的分析，并通過對應注入水井的注水方案及井間的注水結構有目的的進行措施調整，從而保證了9-X3212井壓裂效果長期有效，實現壓裂增產效果新突破，進一步改善區塊整體開發效果，為喇嘛甸油田薄差層的綜合挖潛提供了借鑒經驗。

【關鍵詞】砂體發育;剩余油;動用程度;壓裂

大慶喇嘛甸油田已經開發了40多年進入特高含水期，油井產液量與含水均較高，注水效果差，平面矛盾突出，壓裂選井選層難度越來越大。針對這一現狀我們拓寬壓裂選井選層思路，在動態分析、油藏研究、沉積微相研究的基礎上，從動態分析、監測資料、測井曲線對比、水驅規律、沉積微相研究多角度出發，加大以開采薄差層為主的二次加密井的壓裂規模，實現壓裂選井選層方法的科學化和系統化，為油田在高含水開發后期實現穩產起到了關鍵的作用，壓裂成為措施選井不可缺少的技術方法。

1.喇9-X3212開發簡況

喇9-X3212井位于喇嘛甸油田南中塊東部，1994年4月投產的二次加密油井，機型CYJ10-5-53-HB，φ57泵生產，投產初期日產液40t，日產油20t，含水50.0%

2.問題的提出

喇嘛甸油田進入特高含水期后，壓裂選井選層難度越來越大。因此我們拓寬了壓裂選井選層思路，加大了以開采薄差層為主的二次加密井的壓裂規模。2018年底在對全礦二次加密井生產情況調查中，發現9-X3212井開發過程中，生產狀況平穩未上過任何增產措施。近幾年生產數據對比資料表明該井產液量與全區二次加密井平均產液量基本一致，但含水始終低于全礦二次加密井平均含水1.5%左右，低于全礦綜合含水3%左右。

3.潛力分析

根據井組油層發育狀況結合注采關系，以精細地質解剖資料、聚驅井測井解釋資料為基礎，在平面和剖面上對9-X3212井逐層進行油水井連通狀況、油層動用狀況及壓裂潛力分析。

喇9-X3212井射孔層位分為薩Ⅰ、薩Ⅱ、葡Ⅱ、高Ⅰ四段。該井共有38個射孔層位，其中表外儲層26個，占總層數的68.4%，共射開砂巖厚度17.7m;有效厚度小于1m的油層有10個，占總層數的26.3%，射開砂巖厚度9.6m，有效厚度4.1m;有效厚度大于1m的2個，占總層數的5.2%，射開砂巖厚度8m，有效厚度7.5m。該井整體表現為多段發育的大面積表外儲層和非主體席狀砂的低滲透薄差油層。具體各組油層分析如下：

（1）薩Ⅰ組。該井在薩Ⅰ組射開了8個小層，沉積相帶圖表明該組油層以主體席狀砂發育為主，油層發育較好;注入井發育為表外儲層，油水井連通較差，油層內部應存在剩余油。但射孔資料表明2口注入井對應層段均未射孔，建議對該油層組不進行壓裂。

（2）薩Ⅱ組。該井在薩Ⅱ組射開了3個小層，主力油層薩Ⅱ油層對應的薩Ⅱ沉積單元發育為河道砂體，是該井發育最好的油層。附近聚驅井測井資料解釋結果顯示，該層整體水淹級別較低，只有底部1.2m厚度為高水淹，其余均為中低水淹，且中低水淹交錯分布。根據射孔關系該井的薩Ⅱ組油層動用狀況只受8-321井影響，該井和8-321井之間存在砂體變差部位，導致注入水波及效果變差，使得該油層的動用程度無論從方向上還是效果上都很差，造成該層剩余油飽和度比較高。

（3）葡Ⅱ組。該井在葡Ⅱ組射開15個小層，其動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明該組油層發育層以薄層席狀砂和表外儲層為主。附近聚驅井測井資料顯示該層水淹級別很低，中低水淹間還有未水淹部位。對應注入井8-3216井在該段油層內不是位于尖滅區就是位于砂體變差部位，造成油水井之間連通很差，使該組油層在開發過程中只能靠自身彈性能力生產，因而存在剩余油。

（4）高Ⅰ組。小層射孔數據表明9-X3212井在高Ⅰ組射開12個小層，根據射孔關系該井動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明該井和8-3216井發育大多為成片發育的表外儲層，油層發育很差，油水井連通不好。該層吸水比例最大時也只占全井的4.81%，油層動用狀況很差，存在剩余油。對該組油層進行全段多裂縫壓裂，盡可能提高油水井間的滲流能力，改善該井的油層動用狀況。

4、方案編制

上述分析表明9-X3212井各油層內部均存在剩余油，具有壓裂潛力。除薩Ⅱ2-4油層底部存在高滲層外，其它層段均是表外儲層或非主體席狀砂發育為主的低滲透薄差油層，因此9-X3212井壓裂方案編制為：薩Ⅱ2-4上油層采用選擇性多裂縫壓裂，投蠟球封堵3m厚油層的同時加大砂量，葡Ⅱ和高Ⅰ油層均采用選擇性多裂縫壓裂。動態資料表明該井屬于低流壓、低液面生產井。為防止措施后能量供給不足影響壓裂效果，在該井壓裂前后需調整注水方案，進行措施前培養和措施后保護。為保證注入方案調整合理有效，對注入井的注入狀況進行了分析。

（1）8-321井注入狀況。2018年10月，8-321井注入壓力13.4MPa，全井配注350m3，實注341m3，分為6個層段注入。分層測試資料表明該井各層段均能完成配注水量，注水狀況良好，因該井的薩Ⅱ2-4油層滲透率級差大，為防止上調配注加劇層內矛盾決定對8-321井不進行壓前水量調整。

（2）8-3216井注入狀況。2018年10月，8-3216注入壓力14.9MPa，全井配注110m3，實注48m3，分為4個層段注入。分層測試資料表明8-3216井底部與該井對應的兩個注入層段分層注水量為0和8m3，遠遠低于配注水量。地層測壓資料表明該井地層壓力為24.76MPa，表皮系數S值高達2.244，說明8-3216井注入壓力高、注入能力差的主要原因是油層污染嚴重造成的。因此決定對8-3216井不進行常規水量調整而是進行酸化解堵，通過提高油層注入能力達到措施前培養的目的。

5、方案實施效果

2018年11月8-3216井執行酸化方案后，該井注入壓力由14.9MPa降至14.0MPa，分層測試資料表明全井增注32m3。因注采井踞較長，油井流壓、液面反映預計要超過3個月。

2019年3月我們以經濟效益最大化為出發點，抓住檢泵時機進行油井壓裂，初期日產液145t，日產油19t，含水86.7%，流壓5.93MPa，液面309m，與壓裂前相比日增液115t，日增油15t，含水基本保持不變，壓裂增油效果顯著。

2019年10月，該井開始呈現產液、流壓下降趨勢。為延長該井壓裂增產有效期，2009年1月對8-321和8-3216分別進行了細分層段重組。目前該井日產液80t，日產油9t，含水88.0%，流壓5.37MPa，液面394m，與壓裂前相比日增液50t，日增油7t，含水上升1.7%，依然處在壓裂有效期。

6、幾點認識

（1）在以開采低滲透差油層為主的二次加密井中，注采關系不完善的井具有上產潛力。

（2）將動態資料與精細地質研究成果結合，可有效的判斷剩余油分布狀況，為壓裂選層提供依據。

（3）油井壓裂前，注水井有目的措施調整，是油井壓裂后大幅度增產的保證。

（4）油井壓裂后，及時配套的方案調整是延長油井增產有效期的有效途徑。

【參考文獻】

[1]巢華慶，廖炎光，萬新德，等.大慶油田穩油控水實例選編[J].石油工業出版社，1993.10.

作者簡介：馮涵麟（1990—），女，遼寧省昌圖市人，2013年畢業于哈爾濱商業大學，現在第一油礦喇1-2聯合站。