二類油層注聚區水驅井網采油井高效壓裂選井方法研究

胡愛萍

（中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江 大慶 163111）

針對目前薩中開發區二類油層注聚區平面地理范圍及縱向油層組合規模不斷擴大［1］、原水驅井網配合封堵后剩余油層厚度小、繼續挖潛難度大的開采矛盾，通過精細定量個性化選井選層進行封堵及全過程注水井綜合優化調整，打破常規，在封堵區域內培養措施井進一步挖潛，封堵中后期在水驅油層不同井網層系交叉驗證，探索總結出二類油層注聚區水驅井網采油井高效壓裂方法，對其他水驅注聚封堵區塊壓裂措施選井選層具有借鑒和指導作用，具備推廣價值。

1 北一區斷東開發區塊開采現狀

北一區斷東水驅薩爾圖、葡萄花油層目前處于配合二類油層注聚及三元驅封堵后開發階段，現具3套井網 （基礎井網、一次、二次加密井網），截至2011年2月，共有油水井867口，其中注水井288口，開井266口，日注水34035m3；采油井579口，開井478口，日產液27876t，日產油2013t，綜合含水92.78%，注采井數比1∶2.01。目前地層壓力8.92MPa，總壓差－1.59MPa。該區塊已累積生產原油5547.238×104t，采出程度47.32%，累積注水38436.4×104m3，累積注采比1.13。

2 北一區斷東西塊不同時期壓裂措施選井方法

壓裂［2］一向是純水驅井網改造薄差油層物性、增強油層滲流能力、提高水驅動用程度的重要增產措施，而對于平面及縱向上大規模配合注聚封堵水驅油層，在剩余潛力油層厚度日趨縮小情況下，如何措施選井，進一步應用壓裂技術高效挖潛油層，減緩水驅封堵區產量遞減，提高動用程度更顯得尤為重要。

由于水驅井網二類油層［2－5］對于全井射孔油層而言，是發育厚度比較大、物性較好油層，封堵后勢必對水驅產量產生較大影響。為尋找接替產層，應該努力挖潛油層。首先以北一區斷東西塊為例，分階段探索嘗試不同時期在不同區域、不同井網內尋找壓裂措施潛力井，進而推廣到斷東全區。

2.1 封堵初期 （2007～2008年）壓裂選井方法

封堵初期考慮封堵區域剩余油層厚度小、物性差，措施潛力小，主要在局部未封堵井區選擇措施對象，但是無論在哪套水驅調整井網進行挖潛，效果均不佳［3－5］。

對于封堵后初期2007年壓裂的2口一次調整井，平均單井增油僅2t，低于方案設計要求，并且在不到一年時間里措施失效，即使2008年嘗試壓裂油層厚度相對較大的二次調整井，也僅僅是措施初期剛達到3t設計增油，措施后產量遞減快，效果差。主要原因是按照傳統做法，在未封堵井中選擇挖潛對象，而這類井多數處于斷層區附近或局部注采不完善井區，其措施條件相當差，在區塊封堵前措施選井根本不予考慮，同時周邊注水井在封堵前后未做改變，仍沿襲老注采關系，因此措施后很難取得好效果。如B1－4－031井為98＃斷層區附近1口低效生產井，于2007年4月進行壓裂施工，壓裂砂巖厚度9.5m，有效厚度2.6m，設計選層厚度達到標準，但壓裂后初期僅增油2.2t，措施有效期僅維持4mon，達不到方案要求，主要原因是該井注采連通關系不是很好 （四點法布井，由于斷層遮擋，缺少一口注水井），供液能力不好，措施效果差。

2.2 封堵中期 （2009年）壓裂選井方法

待注聚封堵區受效穩定后，開始嘗試在封堵區域內措施選井選層，首先2009年在剩余潛力油層厚度相對比較大的二次加密井網選井壓裂，收到非常好效果，達到顯著增油降水目的。

統計封堵后中期2009年封堵區域共8口采油井壓裂，合計日增油59.6t，綜合含水下降1.7%，平均沉沒度上升至380.16m，單井日增油7.5t，遠高于純油區正常壓裂井單井日增油3t設計標準。這是由于封堵全過程注水井開發調整在減少層間干擾前提下，圍繞二類油層以外薄差層集中吸水動用，為采油井進行薄差油層措施改造積累了很大潛力，待注聚區正常受效穩定后，根據水驅注水井薄差層吸水改善程度狀況，確定連通低效生產井挖潛對象，適時進行措施改造油層，能收到很好增油效果。這樣就打破了以往認為封堵區域采油井封堵二類油層后，剩余油層厚度小、物性差，措施潛力小，措施井難找常規認識，為在封堵區進行措施挖潛提供了可靠的實踐依據。

2.3 封堵后期 （2010年）壓裂選井方法

封堵后期2010年繼續在封堵區域內剩余油層厚度比較小的一次加密井網進行選井壓裂，交叉驗證水驅封堵區內部高效挖潛油層方法，同樣收到比較好措施效果，這就徹底打破了傳統壓裂選井方法。

傳統壓裂選井方法是在封堵區域邊部及外部，對于采出端油層物性差，遲遲不能見到水井調整效果低效生產井，采取壓裂改造油層方法進行措施挖潛，效果難以預計。而目前壓裂選井方法是在封堵區域內部，針對注入端吸水狀況明顯改善注水井，尋找周邊連通低效生產井，有的放矢實施壓裂，效果顯著。

統計2010年封堵區域壓裂6口一次加密井，平均單井日增液31.6t，日增油4.5t，含水降2.4%，沉沒度上升108.65m，措施效果比較好。如B1－4－B136井，開采油層均為薩葡薄差油層，采用限流法完井。該次施工采取限流法重復壓裂，目的層為SⅠ2－SⅠ3、PⅡ4－PⅡ6、PⅡ7－PⅡ10（SⅠ指薩爾圖油層Ⅰ油組，PⅡ指葡萄花油層Ⅱ油組）三段，壓裂砂巖厚度僅9.9m，有效厚度2.9m，低于二次加密井平均壓裂厚度 （砂巖12.0m，有效3.8m），該井壓裂后仍取得日增油6t，含水下降6.2%理想效果，根治了低效耗能生產狀況，目前仍然措施有效，累積增油已達1612t。從其連通水井B1－41－548連續跟蹤測試吸水剖面變化來看，配合二類油層注聚封堵后，減緩了層間矛盾，剩余薄差油層提注后，吸水狀況明顯改善，為壓裂措施有效動用薄差油層創造條件，也是油井措施效果根本保障。不同井網交叉驗證結果，說明在封堵區域內壓裂選井是行之有效方法。

3 注聚封堵區水驅高效壓裂井實施方案及效果

1）封堵初期堵提結合，對非封堵層段適度提高注水強度，并將注水層段優化調整同步進行，保持合理注水，加強二類以外薄差層吸水動用。注水井封堵時堅持堵提結合原則，提高了二類油層以外注水層段的配水量，非封堵層段注水量增加1841m3，一定程度彌補封堵目的層段帶來水量損失，與封堵前對比，全區日注水下降1954m3，平均單井下降25.4m3。同時另一方面考慮到借封堵時機，吸水層間干擾減小情況下，優化注水結構調整，加強二類以外薄差油層動用，在需要封堵調整的73口井中，細分調整25口，層段調整29口，測試調整19口，其中層段重組優化井達54口，占調整井總數73.9%，起到很好改善注水結構，保持合理注水作用。

2）封堵后借鑒鉆降經驗，繼續針對非封堵層段分步合理匹配加強注水強度，保障油層供液能力，保證油井提液挖潛需要。封堵區域注水井堵后壓裂1口井，酸化9口井，調剖2口井，測試調整30口井，細分6口井，層段重組2口井，其中注水方案調整日增配注695m3，合計日增注水量1749m3，截至目前通過注水方案調整，使全區因封堵損失注水量由初期堵提結合恢復1／2水平，到現在影響水量恢復2／3水平，注水強度也由封堵初期4.68m3／（d·m）恢復至4.92m3／（d·m），全區平均沉沒度由封堵初期下降至337m，到目前恢復至385m，基本上保障油層供液能力，為采油井進一步提液挖潛打下基礎。

通過封堵全過程注水結構的優化調整［6－7］，使二類油層以外薄差油層得到集中吸水動用，擴大了注入水波及體積，使水驅吸水狀況得到明顯改善。統計21口注水井同位素資料，吸水砂巖厚度246.8m，有效厚度113.4m，與封堵前對比，分別提高了39.6m和19.8m；吸水砂巖厚度比例56.16%，吸水有效厚度比例62.13%，分別提高了13.7%和15.6%。同時基于規模性層系調整，無論從平面還是縱向上，對整個薄差油層進行潛力培養，為封堵區域采油井針對二類以外薄差層集中挖潛動用奠定堅實基礎，并且精細個性化封堵也最大限度減少陪堵薄差油層，相應增加了措施挖潛動用厚度，這些正是封堵后期產生一系列較多高效壓裂井關鍵所在。

在斷東西塊封堵區水驅油層總結出成功高效壓裂經驗，2010－2011年又進一步在斷東東塊應用，從而推廣至斷東全區，應用實踐表明，有效提高水驅薄差油層動用程度，統計顯示吸水及產出砂巖厚度動用比例分別提高23.8%、17.6%，并且該項技術方法對其他水驅注聚封堵區塊壓裂措施選井選層具有借鑒和指導作用，具備推廣價值。幾年來應用該技術，實施壓裂39口井，達標率95.1%，超過純油區方案設計增油標準，共實施完成增油6t以上高效壓裂井16口 （其中5口為增油10t以上特高效壓裂井），措施前后對比合計日增油138t，平均單井日增油8.6t，截至目前累積增油57423t，平均單井增油3589t，按噸油4000元市場銷售價格計算，創經濟效益22969.2×104元。扣除生產成本400元／t，壓裂措施成本30×104元／井，封堵作業成本20×104元／井，凈利潤19872.28×104元。

4 幾點認識

1）水驅注聚封堵區通過系統規模性層系調整，可以有效集中吸水動用二類以外薄差油層，同時為加強二類以外薄差油層產出動用創造有利條件。

2）水驅封堵初期，按照傳統做法，在局部未封堵井區壓裂選井選層，制約性強，平面單砂層注采關系難以完善，油井壓裂措施效果差，不宜進行；水驅封堵后期，打破傳統做法，在封堵區域內壓裂選井選層，充分發揮二類油層以外薄差油層集中吸水動用效果，適時進行油層挖潛，提高產出動用程度，油井壓裂措施效果好，適合推廣。

3）水驅注聚封堵區通過加密測試、連續跟蹤注入井吸水剖面，依據改善程度及時反向尋找連通低效生產井進行油層挖潛改造，一方面能夠優化措施前培養過程，同時另一方面也是在水驅封堵區內準確選擇高效壓裂井有效途徑。

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