薄差層二次加密井壓裂效果評價

摘 要：本文依據(jù)喇嘛甸油田特高含水期水驅油田開發(fā)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(xiàn)壓裂增產(chǎn)效果新突破，進一步改善區(qū)塊整體開發(fā)效果，為喇嘛甸油田薄差層的綜合挖潛提供了借鑒經(jīng)驗。

關鍵詞：砂體發(fā)育;剩余油;動用程度;壓裂

引言：喇嘛甸油田已經(jīng)開發(fā)了三十多年，地下油水分布越來越復雜，進入特高含水期后，由于油井產(chǎn)液量與含水均較高，注水效果差，平面矛盾突出，壓裂選井選層的難度越來越大。然而產(chǎn)量壓力直接帶來措施增產(chǎn)壓力，這種情況下我們只能把壓力變成契機，廣開思路，科學選層，努力實現(xiàn)壓裂增產(chǎn)效果新突破。

1. 喇9-X3212開發(fā)簡況

喇9-X3212井是位于喇嘛甸油田南中塊東部的一口二次加密油井。射孔層位分為薩Ⅰ11～薩Ⅰ4+53、薩Ⅱ2-4上和薩Ⅱ13+141、2、葡Ⅱ1-32～106、高Ⅰ1～101四段，共36個小層。全井射開砂巖厚度35.3m，有效厚度11.6m，地層系數(shù)3.326μm2.m，原始地層壓力11.67Mpa。于1994年4月投產(chǎn)，采用φ57泵生產(chǎn)，機型為CYJ10-5-53-HB，沖程為，沖次為，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液40t，日產(chǎn)油20t，含水50.0%。

2.問題的提出

2018年底在對全礦二次加密井生產(chǎn)情況調查中，發(fā)現(xiàn)9-X3212井在十幾年的開發(fā)過程中，生產(chǎn)狀況平穩(wěn)未上過任何增產(chǎn)措施。近幾年生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比資料表明該井產(chǎn)液量與全區(qū)二次加密井平均產(chǎn)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。

從井位關系上看，9-X3212井地處51#和53#兩個大斷層之間。斷層資料表明，51#和53#兩個斷層均斷至地下1200米以下，已大于喇嘛甸油田油層深度，這說明9-X3212地處斷層封閉區(qū)，注入井點只有斷層區(qū)內西部的8-321和8-3216兩口井（圖2）。根據(jù)射孔資料可知8-321井對應9-X3212注入薩Ⅰ和薩Ⅱ組油層，8-3216井對應9-X3212注入葡Ⅱ組油層和高Ⅰ組油層。

3.潛力分析

根據(jù)井組油層發(fā)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井逐層進行了油水井連通狀況、油層動用狀況及壓裂潛力分析。

喇9-X3212井射孔層位分為薩Ⅰ11～薩Ⅰ4+53、薩Ⅱ2-4上和薩Ⅱ13+141、2、葡Ⅱ1-32～106、高Ⅰ1～101四段。小層射孔數(shù)據(jù)分類表顯示：該井共有38個射孔層位，其中表外儲層26個，占總層數(shù)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(shù)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(shù)的5.2%，射開砂巖厚度8m，有效厚度7.5m。

從小層分類表可以判斷該井整體表現(xiàn)為多段發(fā)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：

3.1薩Ⅰ組

9-X3212井在薩Ⅰ組射開了薩Ⅰ11～薩Ⅰ4+53共8個小層，射開砂巖厚度6.3m，有效厚度3.2m。沉積相帶圖表明該組油層以主體席狀砂發(fā)育為主，油層發(fā)育較好;注入井發(fā)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，即該組油層有采無注，壓裂后無法進行能量補給，因此建議對該油層組不進行壓裂。

（2）葡Ⅱ組

9-X3212井在葡Ⅱ組射開了葡Ⅱ1-32～106共15個小層，射開砂巖厚度12.6m，有效厚度2.2m。根據(jù)射孔關系9-X3212井動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明該組油層發(fā)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(qū)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(fā)過程中只能靠自身彈性能力生產(chǎn)，因而存在剩余油

（3）高Ⅰ組

小層射孔數(shù)據(jù)表明9-X3212井在高Ⅰ組射開了高Ⅰ1～101共12個小層，射開砂巖厚度9.1m。根據(jù)射孔關系9-X3212井動用程度受8-3216井影響。沉積相帶圖表明9-X3212和8-3216井發(fā)育大多為成片發(fā)育的表外儲層，油層發(fā)育很差，油水井連通不好。從8-3216的歷年吸水剖面資料來看，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。由此建議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9-X3212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(fā)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Ⅱ7-91～106和高Ⅰ2+31～101油層均采用選擇性多裂縫壓裂。

動態(tài)資料表明9-X3212井屬于低流壓、低液面生產(chǎn)井。為防止措施后能量供給不足影響壓裂效果，在9-X3212井壓裂前后需調整注水方案，進行措施前培養(yǎng)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9-X3212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）井位關系表明，9-X3212井區(qū)受斷層影響，采出井點多，注入井點少，考慮該井區(qū)井網(wǎng)關系錯綜復雜的因素，決定依據(jù)油井壓裂后產(chǎn)液、含水的動態(tài)變化，對注入井采取細分重組注入層段的方法調整個小層的配注量，來達到措施后保護的目的。

5、方案實施效果

2018年11月，8-3216井執(zhí)行酸化方案。酸化后，該井注入壓力由14.9MPa降至14.0MPa，分層測試資料表明，葡Ⅱ101～高Ⅰ2+3段注水量由0提高到26m3，高Ⅰ101～Ⅰ18段注水量由8 m3提高到14m3。全井增注32 m3。因注采井踞較長，油井流壓、液面反映預計要超過3個月。

但是還沒從看到油井看到地層增注的動態(tài)反映，9-X3212井生產(chǎn)泵況出現(xiàn)問題。以經(jīng)濟效益最大化為出發(fā)點，決定抓住此次檢泵時機進行油井壓裂。2019年3月，對9-X3212井及時實施壓裂。壓裂初期日產(chǎn)液145t，日產(chǎn)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。

參考文獻：

[1] 趙云飛，姚再學，陶明，等. 喇嘛甸油田二〇〇年年開發(fā)年報[J]. 2019，15（4）.

[2] 巢華慶，廖炎光，萬新德，等.大慶油田穩(wěn)油控水實例選編[J].石油工業(yè)出版社，1993.10

作者簡介：

馮涵麟（1990-）女，籍貫遼寧省昌圖市，2013年畢業(yè)于哈爾濱商業(yè)大學，現(xiàn)在第一油礦喇1-2聯(lián)合站.