測試資料在壓裂堵水配套調(diào)整中的應(yīng)用

摘要：喇7-PS1423井是喇嘛甸油田北北塊一區(qū)的一口采油井，投產(chǎn)4年后仍未見效。文章主要對(duì)測試井資料、剩余油分布特征、注采井砂體連通狀況、注采情況等方面進(jìn)行了分析。該井于2010年9月壓裂后堵水，措施后日產(chǎn)液保持穩(wěn)定，日產(chǎn)油從1t上升到5t，日增油4t，綜合含水由97.5下降到89.6%，下降了7.9個(gè)百分點(diǎn)，增油降水效果比較明顯。

關(guān)鍵詞：喇7-PS1423井；壓裂堵水；采油井；測試資料；測試井；分布特征 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

中圖分類號(hào)：TE341 文章編號(hào)：1009-2374（2015）05-0066-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.0365

1 基本情況

喇7-PS1423井位于喇嘛甸油田北北塊一區(qū)邊部，位于老水井喇7-142附近，周圍有3口注入井。該井于2006年10月投產(chǎn)，采用150m面積井網(wǎng)，開采層位為薩Ⅲ4-10。喇7-PS1423井開采層位為薩Ⅲ3-10，射開砂巖厚度10.9m，有效厚度8.8m，地層系數(shù)5.686μm2·m。投產(chǎn)初期日產(chǎn)液64t，日產(chǎn)油2.3t，綜合含水96.3%。該井于2006年10月投產(chǎn)后開采近4年時(shí)間一直未見到明顯聚驅(qū)效果，含水一直較高。針對(duì)該井一直未見效的實(shí)際情況，從測試井資料、剩余油分布特征、注采井砂體連通狀況、注采情況等方面進(jìn)行了分析。

2 注聚后長期不見效原因分析

2.1 剩余油分布特征分析

從喇7-PS1423井區(qū)的控制程度看，喇7-PS1423井位于原水驅(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)注水井喇7-142和采油井喇8-15的主流線上，距注水井喇7-142較近，僅為106m，距采油井喇8-15約314m。從注采井之間的砂體發(fā)育看，喇7-142射開的薩Ⅲ4+5和薩Ⅲ10單元為河道砂，油水井間的砂體連通關(guān)系較好。

從該井的水淹層解釋結(jié)果看，目的層薩Ⅲ4-10全部水洗，且以中、高水淹為主，中、高水淹厚度比例達(dá)到80.9%。其中，射開低水淹0.8m，占射開有效厚度的9.1%；射開中水淹3.6m，占射開有效厚度的40.9%；射開高水淹4.4m，占射開有效厚度的50.0%。從該井投產(chǎn)前的動(dòng)用狀況看，新井投產(chǎn)前的含油飽和度為44.4%，比全區(qū)平均水平低5.3個(gè)百分點(diǎn)，該井整體上動(dòng)用程度較高，但在薩Ⅲ3-7層上部存在1.0m左右的潛力層，含油飽和度為53.8%，比全區(qū)平均水平高4.0個(gè)百分點(diǎn)。通過上述分析認(rèn)為，原水驅(qū)井網(wǎng)對(duì)喇7-PS1423井區(qū)的動(dòng)用程度高是導(dǎo)致該井投產(chǎn)后一直未見效的重要

原因。

2.2 注采狀況分析

從目的層砂體發(fā)育情況看，該井的薩Ⅲ4+5、薩Ⅲ9、薩Ⅲ10三個(gè)單元發(fā)育較好，薩Ⅲ6+7和薩Ⅲ8不發(fā)育。其中，薩Ⅲ4+5單元射開砂巖厚度6.9m，有效厚度6.5m，屬于大型曲流河沉積砂體，砂體分布較廣，面積較大；薩Ⅲ9單元平均射開砂巖厚度1.3m，有效厚度1.1m，屬于低彎曲分流河道砂體，砂體發(fā)育的規(guī)模較?。凰_Ⅲ10單元平均射開砂巖厚度0.9m，有效厚度0.9m，屬于低彎曲分流河道砂體。從連通情況看，喇7-PS1423井與周圍3口注入井在薩Ⅲ4+5單元連通較好，為河道砂一類連通；在薩Ⅲ10單元為主體席狀砂與河道砂的二類連通；在薩Ⅲ9單元為主體席狀砂的一類

連通。

從注入情況看，3口注入井2010年8月平均單井日注入量93m3/d，注入強(qiáng)度9.4m3/d·m，比全區(qū)高1.2m3/d·m，平均注入濃度2400mg/L，注入壓力10.3MPa。

從吸水剖面看，3口注入井的薩Ⅲ4+5和薩Ⅲ10單元為主要吸水層，其中，薩Ⅲ4+5單元平均吸水比例為56.3%，平均注入強(qiáng)度8.7m3/d·m，比全區(qū)高1.5m3/d·m，從薩Ⅲ4+5單元內(nèi)吸水情況看，下部滲透率大于600μm2的層吸水比例超過該單元注水量的60%，上部滲透率小于200μm2的層吸水比例不足該單元注水量的20%；薩Ⅲ10單元平均吸水比例為36.4%，平均注入強(qiáng)度16.6m3/d·m，比全區(qū)高9.4m3/d·m。結(jié)合連通狀況和吸水剖面狀況劈分到井組，3口注入井在薩Ⅲ4+5單元的累積注入孔隙體積倍數(shù)達(dá)到0.42PV，接近全區(qū)水平；在薩Ⅲ10單元的累積注入孔隙體積倍數(shù)達(dá)到0.82PV，比全區(qū)高0.29PV。

從采出情況看，喇7-PS1423井截止到2010年8月的平均采液強(qiáng)度為7.6t/d·m，比全區(qū)高3.3t/d·m；從采聚濃度變化情況看，從2009年10月開始，采聚濃度明顯上升，2010年8月達(dá)到793mg/L。從該井2010年6月的自噴找水測試情況看，薩Ⅲ9+10層為主要產(chǎn)液層，產(chǎn)液量占全井的43.5%，含水99.6%。分析認(rèn)為薩Ⅲ9+10層為聚合物突進(jìn)層，而薩Ⅲ3-7層上部的潛力層未得到有效驅(qū)動(dòng)。

通過上述分析認(rèn)為，喇7-PS1423井投產(chǎn)后長期未見效，一方面由于該井位于原水驅(qū)注水井附近，動(dòng)用程度高，剩余油相對(duì)較少；另一方面受縱向非均質(zhì)性影響導(dǎo)致注聚剖面推進(jìn)不均衡，剩余油較少的高滲透層的單層突進(jìn)影響了對(duì)薩Ⅲ4+5單元上部剩余油的驅(qū)動(dòng)。

綜合連通狀況和注采狀況分析，認(rèn)為通過注采井配套調(diào)整能夠使薩Ⅲ4+5單元上部潛力層得到有效動(dòng)用，從而改善該井的開發(fā)效果。

為了促進(jìn)該井早日見效，編制了綜合配套調(diào)整方案。在注入端，對(duì)周圍3口注入井對(duì)薩Ⅲ4+5單元增注，同時(shí)對(duì)薩Ⅲ10單元控注。同時(shí)，考慮到滲透率小于200μm2的低滲層對(duì)高濃度聚合物的滲流能力較差，下調(diào)了喇7-PS1422井的注入濃度，濃度由3000mg/L下調(diào)到2500mg/L。

在采出端，編制了喇7-PS1423井的壓裂措施方案，在縱向上對(duì)動(dòng)用較差的薩Ⅲ4+5單元上部進(jìn)行“引效”，提高動(dòng)用程度，采取多裂縫選擇性壓裂，投2m蠟球，壓裂薩Ⅲ4+5單元的上部。同時(shí)，針對(duì)薩Ⅲ10單元的單層突進(jìn)情況，編制了喇7-PS1423井的壓裂后堵水方案，堵掉薩Ⅲ9+10層，控制無效采出的同時(shí)減少突進(jìn)層對(duì)潛力層的層間干擾。

3 效果分析與評(píng)價(jià)

從測試資料分析：措施油井，壓裂前后從試井曲線我們可以看出壓裂前該井駝峰較高，壓裂后壓力與壓力導(dǎo)數(shù)分開，且平行上升。從解釋參數(shù)分析，壓裂后滲透率、流動(dòng)系數(shù)增加；表皮系數(shù)由原來的6.84下降為-3.07，說明壓裂效果明顯。對(duì)應(yīng)水井分析，水井調(diào)整后薩Ⅲ4+5單元上部吸水量明顯增加，得到有效動(dòng)用，達(dá)到了預(yù)期的調(diào)整目的。

措施后增油降水效果顯著，日產(chǎn)液保持穩(wěn)定，日產(chǎn)油從1t上升到5t，日增油4t，綜合含水由97.5下降到89.6%，綜合含水下降了7.9個(gè)百分點(diǎn)。同時(shí)，措施后采聚濃度明顯下降，由793mg/L下降到254mg/L，減少了無效采出，提高了注聚效率。

4 結(jié)語

（1）通過地質(zhì)動(dòng)靜態(tài)分析、結(jié)合測試資料分析，對(duì)注聚后長期不見效的井，需要對(duì)動(dòng)用較差的層進(jìn)行措施引效；（2）對(duì)于縱向上非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間或?qū)觾?nèi)動(dòng)用差異較大的井，可以采取壓裂與堵水相結(jié)合的配套措施，對(duì)動(dòng)用差的低滲層進(jìn)行壓裂引效的同時(shí)控制高滲層的無效采出；（3）多種措施的綜合配套調(diào)整，能夠明顯改善聚驅(qū)井組的開發(fā)效果。

參考文獻(xiàn)

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作者簡介：申志君（1986-），女，黑龍江富錦人，測試技術(shù)服務(wù)分公司監(jiān)測信息解釋評(píng)價(jià)中心繪解六室助理工程師，研究方向：測試資料解釋、測試資料應(yīng)用。

（責(zé)任編輯：黃銀芳）