慶A區(qū)穩(wěn)產(chǎn)措施效果評價

方燕，朱榮軍，張建忠，姚剛，同俊鋒，金芳，劉輝

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

慶A區(qū)穩(wěn)產(chǎn)措施效果評價

方燕，朱榮軍，張建忠，姚剛，同俊鋒，金芳，劉輝

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

慶A區(qū)長6油藏屬于典型的“三低”油藏，前期以超前注水方式開發(fā)，主要開采層位長63。本文從該區(qū)措施選井標(biāo)準(zhǔn)優(yōu)化、措施工藝優(yōu)化出發(fā)，介紹了該區(qū)2016年措施實施基本情況；結(jié)合慶A區(qū)地質(zhì)特征，分析了措施效果影響因素、措施改造對單井與區(qū)塊開發(fā)的作用，提出了下步措施建議，為慶A區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

措施；措施效果；效果評價

慶A區(qū)所屬構(gòu)造單元為鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，為三角洲前緣湖底滑塌濁積扇沉積，砂體呈北東-南西向展布。屬巖性油藏，主要開采層位三疊系長63層，長63油藏平均埋深2 130 m。長63油層平均孔隙度12.2%，平均滲透率0.36 mD，原始地層壓力15.8 MPa。屬于低孔、超低滲儲層。

結(jié)合儲層物性和生產(chǎn)現(xiàn)狀，將慶A區(qū)分為北部低壓區(qū)、南部低壓區(qū)、中部見效區(qū)、東北部裂縫見水區(qū)和水平井區(qū)五個區(qū)域。北部隔夾層發(fā)育，南部滲透率較低，泥質(zhì)含量高，地層壓力保持水平低，剩余油儲量高，具有較大治理、培育潛力；中部地層壓力保持水平高，單井產(chǎn)量相對較高；東北部微裂縫發(fā)育，地層壓力保持水平低；水平井區(qū)隔夾層發(fā)育，油層厚度小，壓力保持水平低[7]。

1 慶A區(qū)措施實施情況

1.1 措施選井選層的原則

油井實施措施后是否能達(dá)到預(yù)計增油效果，選井選層至關(guān)重要。運用地質(zhì)研究成果及動態(tài)監(jiān)測資料，通過2014-2016年的不斷優(yōu)化，形成了“靜態(tài)六項堅持，動態(tài)兩項合理”選井選層標(biāo)準(zhǔn)（見表1），基本規(guī)律是：

（1）油層厚度大，連通性好，展布穩(wěn)定，天然裂縫發(fā)育。

（2）地層壓力保持水平高，注采井網(wǎng)完善，注采單元內(nèi)油水井連通性好。

（3）儲層物性相對較好。

（4）單井產(chǎn)量遞減較大，井組內(nèi)油井未見注入水或見水程度低，具有高產(chǎn)史。

表1 選井選層標(biāo)準(zhǔn)

1.2 措施工藝優(yōu)化與選擇

針對全井段籠統(tǒng)壓裂儲層改造不充分，增產(chǎn)幅度有限問題，結(jié)合單井及區(qū)塊地質(zhì)特征持續(xù)優(yōu)化措施工藝改造方式、工藝施工參數(shù)，形成以“分層壓裂為主，常規(guī)解堵為輔”的措施工藝技術(shù)體系[2-4]。

對大套井通過優(yōu)化壓裂工具組合，優(yōu)化工藝參數(shù)，完善了不動管柱分層壓裂工藝；對小套井通過優(yōu)選新型封隔器與壓裂滑套的有機組合，實現(xiàn)了小套井從光套管籠統(tǒng)壓裂向分層壓裂方式的轉(zhuǎn)變。同時積極開展水淹井壓裂試驗，挖掘水淹井剩余油；積極開展水平井沖砂+酸化等水平井治理工藝試驗，恢復(fù)水平井產(chǎn)能（見表2）。

表2 措施工藝優(yōu)化內(nèi)容與作用

1.3 措施實施情況

慶A區(qū)2016年實施措施井23口，其中重復(fù)壓裂8口，補孔壓裂13口，沖砂酸化2口（見表3），主要集中在高壓區(qū)。

表3 慶A區(qū)2016年措施實施情況統(tǒng)計表

1.3.1 典型井例1陳1*-15井補孔+分層重復(fù)壓裂（大套）。

（1）基本情況：該井位于慶A區(qū)中部，生產(chǎn)層位長63，2009年12月16日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液3.85 m3，日產(chǎn)油2.63 t，含水22.5%，動液面1 394 m；投產(chǎn)后產(chǎn)量下降較快，2013年9月重復(fù)壓裂，有效826 d，累計增油978 t，2014年7月產(chǎn)量開始下降，目前日產(chǎn)液1.13 m3，日產(chǎn)油0.85 t，含水10.9%。

（2）施工目的與依據(jù)：該井處在油藏中部，長63層發(fā)育油層累加厚度22.1 m，射孔12.0 m。與鄰井對比，物性、儲層厚度相當(dāng)（見表4），鄰井陳11-*5于2015年重復(fù)壓裂，累計增油703 t，至今有效，目前單井產(chǎn)量2.4 t/d。陳1*-15與2口注水井對應(yīng)關(guān)系良好，1 972.0 m～1 977.0 m測井顯示為油層，具有補孔潛力。2014年鄰井陳11-*5井測得地層壓力14.2 MPa，具有一定的能量基礎(chǔ)。為提高單井產(chǎn)量，決定補孔長63層1 972.0 m～1 977.0 m，之后對1 936.0 m～1 941.0 m段、1 951.0 m～1 955.0 m段和1 966.0 m～1 969.0 m、1 972.0 m～1 977.0 m段實施分層重復(fù)壓裂。

表4 陳1*-15井與鄰井物性對比表

（3）壓裂工藝參數(shù)設(shè)計：仔細(xì)分析該井油層物性、歷史措施情況與效果，考慮現(xiàn)有工藝改造手段等因素，該井壓裂工藝參數(shù)設(shè)計（見表5）。

在壓裂液方面，前置液采用滑溜水，攜砂液采用滑溜水+胍膠基液，目的是在保證施工效果的前提下，減少儲層傷害。

（4）實施效果：該井措施后初期日產(chǎn)液9.24 m3，日產(chǎn)油6.87 t，含水11.5%，日增油6.0 t；目前日產(chǎn)液7.10 m3，日產(chǎn)油5.32 t，含水10.8%，日增油4.40 t，當(dāng)年累計增油1 289 t，至今有效。

1.3.2 典型井例2陳1*-17井補孔+分層常規(guī)壓裂（小套）。

（1）基本情況：該井位于慶A區(qū)中部，2009年5月27日投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液3.4 m3，日產(chǎn)油2.4 t，含水14.3%，動液面706 m。2009年12月產(chǎn)量開始下降，2014年10月沖程2.5 m下調(diào)至1.8 m，目前該井日產(chǎn)液1.2 m3，日產(chǎn)油0.9 t，含水16.5%，動液面1 434 m。

（2）施工目的與依據(jù)：陳1*-17井長63層發(fā)育油層累加厚度46.3 m，射孔15.0 m，射孔程度小，與鄰井對比，物性、儲層厚度相當(dāng)（見表6），滲透率優(yōu)于鄰井。鄰井陳9-*7井于2012年4月補孔壓裂，累計增油2 651 t，至今有效。該井與2口注水井注采對應(yīng)關(guān)系良好，鄰井陳9-*7井2015年測得地層壓力11.9 MPa，具有一定的能量基礎(chǔ)。該井初期改造規(guī)模小，投產(chǎn)后產(chǎn)量持續(xù)下降，2011年12月該井注水見效，2014年9月該井產(chǎn)量再次開始下降。

綜合以上，分析認(rèn)為該井措施潛力較大，現(xiàn)決定對該井長63層1 998.0 m～2 001.0 m和2 019.0 m～2 022.0 m進(jìn)行補孔，之后對長63層1 979.0 m～1 982.0 m和1 993.0 m～1 998.0 m、1 998.0 m～2 001.0 m和2 012.0 m～2 019.0 m、2 019.0 m～2 022.0 m進(jìn)行分層壓裂，提高單井產(chǎn)量。由于該井是小套井，所以采用常規(guī)壓裂方式。

（3）壓裂工藝參數(shù)設(shè)計：仔細(xì)分析該井油層物性、歷史措施情況與效果，考慮現(xiàn)有工藝改造手段等因素，該井壓裂工藝參數(shù)設(shè)計（見表7）。

在壓裂液方面，前置液采用滑溜水，攜砂液采用滑溜水+胍膠基液+交聯(lián)液，目的是適當(dāng)提高鋪砂濃度，提高改造強度，減少儲層傷害。

（4）實施效果：該井措施后初期日產(chǎn)液6.24 m3，日產(chǎn)油4.22 t，含水19.4%，日增油3.33 t；目前日產(chǎn)液5.15 m3，日產(chǎn)油3.64 t，含水15.8%，日增油2.75 t，當(dāng)年累計增油698 t，至今有效。

表5 陳1*-15井壓裂工藝參數(shù)表

表6 陳1*-17井與鄰井物性對比表

表7 陳1*-17井壓裂工藝參數(shù)表

2 慶A區(qū)措施效果分析與評價

2.1 措施效果影響因素分析

2.1.1 儲層物性與措施效果關(guān)系2016年慶A區(qū)措施井儲層各類物性與增油效果關(guān)系（見圖1～圖6），通過對比可以看出；措施效果與含油飽和度、電阻率呈正比關(guān)系，與泥質(zhì)含量呈反比關(guān)系。在慶A區(qū)優(yōu)選措施井的條件可以以含油飽和度≥48%、電阻率≥32 Ω·m、泥質(zhì)含量≤20%、油層厚度≥10 m、孔隙度值≥10%，滲透率值≥0.3 mD為參考。

2.1.2 地層壓力與措施效果關(guān)系由于慶A區(qū)地層壓力分布不均，2016年在低壓區(qū)優(yōu)選3口井（陳1*-19、陳3-*8、陳0*-30）進(jìn)行試驗性進(jìn)攻措施。措施后產(chǎn)量下降速度快，遞減大（見圖7），分析地層壓力是影響措施長期效果的關(guān)鍵因素。

圖1 日增油量與含油飽和度散點圖

圖2 日增油量與電阻率散點圖

圖3 日增油量與泥質(zhì)含量散點圖

圖4 日增油量與油層厚度散點圖

圖6 日增油量與滲透率散點圖

圖7 低壓區(qū)單井日增油變化

繪制措施增油量與地層壓力保持水平散點圖（見圖8），進(jìn)一步分析確定地層壓力與措施增油效果之間關(guān)系?？梢钥闯觯捍胧┖笥行诖笥?00 d的措施井共有11口井，其中地層壓力保持水平大于90.0%的井占9口，占81.2%，由此可以看出地層壓力保持水平與措施增油效果正相關(guān)。

圖8 日增油量與壓力保持水平散點圖

2.1.3 措施強度及措施工藝與措施效果關(guān)系繪制單井日增油量與現(xiàn)場措施強度散點圖（見圖9和圖10）?？梢缘贸觯汉侠砣氲匾毫糠秶?00 m3～600 m3，砂量在30 m3～40 m3，地層改造較充分，單井增油量多，提高單井產(chǎn)量效果顯著。

圖9 日增油量與入地液量散點圖

圖10 日增油量與砂量散點圖

本廠近幾年的措施改造工藝逐步由“低液量、低排量、高砂比”的常規(guī)壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)椤按笠毫?、大排量、低砂比”的混合水壓裂?016年進(jìn)一步優(yōu)化為分層壓裂。從統(tǒng)計結(jié)果看，2016年無論是補孔壓裂還是重復(fù)壓裂，效果都較好，說明經(jīng)過本廠優(yōu)化的“分層壓裂”措施改造工藝在慶A區(qū)低滲透油藏適應(yīng)性較好。

2.1.4 天然微裂縫分布與措施效果關(guān)系慶A區(qū)中部、北部微裂縫發(fā)育，見水方向呈現(xiàn)多向性，以北東-南西向為主。2016年在裂縫水淹井兩側(cè)優(yōu)選11口井實施措施，單井日增油2.47 t，效果明顯，通過對比裂縫側(cè)向措施井措施效果可以發(fā)現(xiàn)：

（1）中部微裂縫分布較為分散、注水多向受效，措施后日增油量2.1 t；

（2）北部微裂縫發(fā)育較為集中、注水側(cè)向受效，側(cè)向措施井日增油量明顯高于主向措施井。

2.2 措施改造對單井與區(qū)塊開發(fā)作用分析與評價

結(jié)合儲層物性和生產(chǎn)現(xiàn)狀，2016年在慶A區(qū)共實施措施井23口（見表8），其中重復(fù)壓裂井8口，補孔壓裂井13口，水平井沖砂+酸化2口。措施前平均單井日產(chǎn)液1.15 m3，日產(chǎn)油0.76 t，含水21.6%，動液面1 425 m；目前平均單井日產(chǎn)液3.51 m3，日產(chǎn)油1.99 t，含水32.5%，動液面1 299 m。措施完井初期平均單井日增油2.17 t，累計增油6 012 t，提單產(chǎn)效果顯著。

2016年，慶A區(qū)兩項遞減連續(xù)三年下降，地層壓力保持水平、采油速度和采出程度穩(wěn)步提升，連續(xù)三年保持I類開發(fā)水平。油井措施改造有力的促進(jìn)了區(qū)塊開發(fā)效果的提高。

表8 慶A區(qū)2016年措施效果統(tǒng)計表

3 認(rèn)識與建議

（1）2016年，慶A區(qū)通過分層重復(fù)壓裂、補孔壓裂和沖砂酸化，平均單井產(chǎn)量由2015年1.14 t/d提高到2016年1.26 t/d，效果較好。說明措施改造是有效提高單井產(chǎn)量，降低區(qū)塊遞減的重要手段。

（2）從實際實施效果看，由于本廠今年對壓裂工藝進(jìn)行了優(yōu)化改進(jìn)，對泥質(zhì)含量≤20%的儲層改造效果也比較好，建議將選井原則中與泥質(zhì)含量有關(guān)項優(yōu)化為泥質(zhì)含量≤20%，擴大選井范圍。

（3）慶A區(qū)北部隔夾層發(fā)育，南部滲透率較低，泥質(zhì)含量高，地層壓力保持水平低，注水見效緩慢，措施后產(chǎn)量下降速度快、有效期短，階段遞減達(dá)47.3%，建議下步優(yōu)化注水技術(shù)政策，加強欠注井治理補充地層能量，為培育措施井提供能量基礎(chǔ)。

（4）東北部微裂縫發(fā)育，地層壓力保持水平低，需改善水驅(qū)方向，建議適當(dāng)采用調(diào)剖手段治理。

（5）在“靜態(tài)六項堅持，動態(tài)兩項合理”選井選層標(biāo)準(zhǔn)指導(dǎo)下、在重新認(rèn)識剩余油分布、重新認(rèn)識高含水井裂隙發(fā)育的基礎(chǔ)上，建議下步對位于慶A區(qū)中部的陳7-*3井、陳9-*5井、陳11-*8井、陳13-*7井、陳15-*5井、陳15-*6井、陳17-*6井進(jìn)行重復(fù)壓裂改造，進(jìn)一步提高區(qū)塊開發(fā)效果。

［1］張保平，等.油藏增產(chǎn)措施［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

［2］肖斌，孫順敏.油氣田單井措施評價及應(yīng)用［J］.江漢石油學(xué)院學(xué)報，2003，25（S1）：82.

［3］趙伯平，等.長慶油田超低滲透油藏體積壓裂技術(shù)研究與實驗［J］.大觀周刊，2012，（39）：50-51.

［4］侯風(fēng)華，張在旭，等.油田增產(chǎn)措施優(yōu)化方法［J］.石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2000，24（6）：86+90.

TE348

A

1673-5285（2017）06-0097-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.021

2017-05-04