低滲透油田提高A加密區單井產量的現場試驗

楊碩（大慶油田有限責任公司第十采油廠）

對于低滲油田，近幾年開發實踐表明，加密調整是改善低滲油田開發效果、建立有效驅動體系的有效手段。由于原基礎井網的油水井都采用壓裂方式完井，隨著注水開發時間的延長，地下油水動態關系復雜，給加密井的壓裂優化提出了更高的要求[1]。A區塊屬于低滲透油田三類區塊，儲層平均有效孔隙度為16.0%，平均空氣滲透率為9.0×10-3μm2，依據油藏布井方案，針對基礎井網不同，采取不同的加密方式，在300×300m井網采用井間加井、排間加排的加密方式，而在450×160m井網，采用東西向井間均勻布2口井的方式。在區塊加密開發中存在兩方面不利因素：加密井井距較小，壓裂規模不易控制；儲層受效不均衡等問題[2]。開發實踐表明，盡量延長低含水開采時間是提高油田開發效果的關鍵。

1 存在的問題

A區塊位于低滲透油田背斜構造較緩東翼的東北邊部，屬于油田三類區塊，主體是一個由南向北傾沒的斷鼻構造。在該區塊的加密中，存在以下問題：

1.1 砂體發育零散

A區塊屬于B區塊擴邊區，砂體發育規模較小，現井網條件下不連通層及單向連通層比例較大，對砂體控制程度較低。統計本區44口井共151個層，單向連通和不連通層105個，占總層數的69.5%；單向連通和不連通層厚度239.4m，占總厚度的69.8%。

1.2 單向水驅儲量所占比例較大

A區塊在目前井網條件下水驅控制程度為71.8%，其中一類儲層水驅控制程度較高，為93.5%，二類和三類儲層水驅控制程度較低，分別為49.63%和66.87%。在水驅儲量中，單向水驅控制儲量所占比例57.45%，各類儲層均在50%以上。

1.3 儲層滲流阻力大

由于區塊儲層物性差，油層導壓能力低，注水井附近憋壓嚴重，注水井的啟動壓力逐年抬升，注水壓力由轉注時的10.8MPa上升到目前13.89MPa。注水井地層壓力由2012年的23.11MPa上升到2018年的26.78MPa，油井地層壓力由2012年的7.77MPa下降到2018年的4.01MPa，注采壓差上升到目前的22.77MPa。

1.4 加密區塊的壓裂規模控制

2016年確定了150×150m小井距加密開發方式，井排方向與人工裂縫方向基本一致。且老井都經過壓裂，裂縫半長100m，老井平均含水34.1%，為避免鄰井裂縫串通導致含水上升，要求加密井裂縫半長必須控制在適當范圍以內，控制難度較大。

1.5 儲層傷害

A區塊有效孔隙度16%，空氣滲透率9.0×10-3μm2，砂巖以泥質膠結為主，平均泥質含量16.3%。以往的壓裂開發經驗表明，儲層滲透率越低，儲層傷害影響越大。

2 現場試驗

2.1 設計方法

A加密井壓裂設計方法單一，層數多，如果按原有設計施工壓裂施工費用較高。需要根據儲層砂體發育及連通狀況確定儲層分類改造原則[3]。

2.1.1 A區塊地質特征

A區塊位于背斜構造較緩東翼的東北邊部，屬于油田三類區塊，主體是一個由南向北傾沒的斷鼻構造。區塊西部及內部四條近南北向延伸的正斷層，把區塊分割成地壘和地塹，含油面積3.64km2，地質儲量193.0×104t。巖石成份為不等粒混雜型碎屑硬質長石砂巖，以泥質膠結為主，平均有效孔隙度為16.0%，空氣滲透率9.0×10-3μm2，含油飽和度56.0%，屬低孔、特低滲透儲層。地面原油黏度17.79mPa·s，原油密度0.8424g/cm3，凝固點27.76℃，含蠟量20.71%，含膠量11.39%。地層壓力系數為0.84，屬正常壓力系統油藏。地溫梯度為5.0℃/100m，屬較高地溫梯度油藏[4-5]。

2.1.2 A區塊布井特征

依據油藏布井方案，針對基礎井網不同，采取不同的加密方式，在300×300m井網采用井間加井、排間加排的加密方式，而在450×160m井網，采用東西向井間均勻布2口井的方式。共布加密采油井31口，水井9口，注采系統調整轉注6口，基礎井網完鉆井投注1口。

通過采用個性化壓裂規模設計，來實現整體壓裂與加密井網的匹配[6]。針對基礎井網老井壓裂半縫長100m的實際情況，采用個性化壓裂施工設計，控制含水，提高產能。適當縮短一類儲層壓裂裂縫半長，延長三類儲層裂縫半長。考慮到加密后油水井關系及注水狀況，為了避免新老井裂縫溝通，結合精細地質研究成果，依據地質布井方案，實現原井網排間加密時一類油層采油井設計采用40～50m的支撐裂縫半長；二類油層采油井設計采用50～75m的支撐裂縫半長；三類油層采油井設計采用75～100m的支撐裂縫半長。原井網井間加密時一、二類油層采油井設計采用30～60m的支撐裂縫半長；三類油層采油井設計采用60～80m的支撐裂縫半長。

2.1.3 優選藥劑

提升優選壓裂液返排率，降低儲層傷害程度。A區塊平均空氣滲透率為9.0×10-3μm2，砂巖以泥質膠結為主，平均泥質含量16.3%。分析認為，壓裂對儲層主要有兩種傷害：一是壓裂液殘渣易堵塞孔喉；二是黏土膨脹造成滲透率下降。為了降低壓裂液殘渣對地層的傷害，優化了具有殘渣含量低、攜砂性能好的超級胍膠壓裂液及三元破膠體系，與常規壓裂液體系相比，超級胍膠的親水基團分布在分子表面，具有粉質更加均勻細膩、溶脹速度快、溶脹性能好、基液黏度高的特點，三元破膠技術則通過加入助破膠劑，降低破膠反應活化能，保證壓裂液在30℃時破膠液黏度控制在5mPa·s以下[7]。

室內評價實驗結果表明，超級胍膠壓裂液能適應儲層超低溫條件要求，在30℃時剪切40min黏度203.1mPa·s，滿足現場施工需要，超級胍膠壓裂液流變性能指標見表1。從壓裂液破膠性能指標看，超級胍膠在30℃條件下，壓裂液能及時破膠，且殘渣含量低，能夠提升壓裂液返排率，降低儲層傷害程度。

表1 超級胍膠壓裂液流變性能指標

制定壓裂液配方:

1）基液：0.25%超級胍膠+0.05%碳酸鈉+0.02%碳酸氫鈉+0.1%JX-D助排劑+0.05%SP169破乳劑+0.4%ZW-11植物膠穩定劑。

2）交聯劑：8%有機硼交聯劑+8%深層用150B高溫交聯劑（交聯劑量的百分比）。

3）交聯比：50∶1。

與A區塊的基礎井網相比，優選的壓裂液返排率由31.7%到41.5%，提高了9.8個百分點，降低了儲層傷害。31口加密油井目前綜合含水25.4%，低含水（小于20%）井比例達到83.8%，加密井綜合含水得到較好控制，加密井綜合含水統計見表2。

表2 加密井綜合含水統計

結果顯示，水井排油井適當控制壓裂規模，油井含水28.9%，含水得到較好控制。油井排油井加大壓裂規模，油井日產液3.2t，提高了產量[8]。

2.2 選層方法

重復壓裂的油井需要選擇油層物性好、水驅程度高、累計注采比高、水淹半徑小、及相關的基礎資料。為擴大選井的范圍，提高工作效率，2018年信息中心技術人員依據已有的油水井資料，編制了老井壓裂選井選層程序，實現了壓裂選井微機化[9-10]。老井壓裂選井選層程序已掛在網頁上，技術人員只要輸入井號，即可獲得所需要的基礎數據大幅提高了工作效率。

3 效益分析

A加密區共壓裂31口油井，工藝成功率100%。選擇其中的10口井對比分析，發現初期平均單井日產油4.7t，目前單井日產油2.8t，比壓裂前增加1.1t，累計增油3682t，累計增加效益105.9萬元，達到了預期的目的，A加密區單井產量的效果對比見表3。

表3 A加密區單井產量的效果對比

4 結論

1）針對不同井、儲層的具體特點個性化壓裂施工設計，實現了整體壓裂規模與加密井網的較好匹配，加密井達到控制含水、提高產量的目的。與A區塊的基礎井網相比，優選的壓裂液返排率由31.7%到41.5%，提高了9.8個百分點，降低了儲層傷害，綜合含水25.4%，低含水（小于20%）井比例達到83.8%，加密井綜合含水得到較好控制。

2）通過優選儲層保護措施，提高了壓裂液返排率，降低了儲層傷害，強化了試驗區加密井效果。目前老井壓裂選井選層程序，已掛在網頁上，技術人員只要輸入井號，即可獲得所需要的基礎數據。原來需要1h的工作量，現在只需要10min，工作效率提高了6倍。

3）壓裂現場試驗實施后，加密區油水井取得較好試驗效果，同時又降低了投資，為同類型加密區壓裂優化提供了借鑒。