BY 區暫堵壓裂效果分析

高慶鴿，馮小燕，張 湛，李寧霞

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西靖邊 718500）

陜北BY 區加密井共投產油井65 口，初期改造強度小（井均加砂5.5 m3，砂比22.4%，排量0.8 m3/min），具有措施改造潛力。2019-2021 年實施暫堵壓裂20 口（占比31%），隨著實施井數的增多，部分措施井措施后含水率呈明顯上升態勢，如何在保證措施增油效果的同時有效控制含水率上升幅度成為研究的主要方向。通過加入暫堵劑在縫內或縫口形成暫堵屏障，迫使裂縫發生轉向，擴大泄油面積，提高低產井單井產量，且有利于在側向剩余油富集區挖潛[1]。

1 近期暫堵壓裂措施效果

針對BY 區東、西部加密區實施加密過程中，改造強度較小，投產初期低液、低含水率油井需要實施暫堵壓裂，挖掘油井潛力。根據剩余油分布及區域壓力、含水率情況，結合油井歷年生產動態及電測曲線數據，對注水未見效油井實施分層暫堵壓裂。2019-2021 年累計暫堵壓裂20 口，有效12 口，措施有效率60%，累計增油3 907 t，特征7 口井平均單井年增油329 t（表1）。總和進攻性措施導致單井含水率由24.63%上升到49.87%，上升幅度為25.24%，其中含水率上升幅度小于10.00%的油井占比42.9%。暫堵壓裂措施整體提液值由1.2 m3上升到6.1 m3，提液幅度為4.9 m3。

表1 BY 區分層暫堵壓裂措施提液幅度統計表

其中提液幅度小于5 m3時，含水率上升幅度為18.90%（19 m3、22%）；提液幅度在5～10 m3，含水率上升幅度為31.30%（20 m3、25%）；提液幅度大于10 m3，含水率上升幅度為23.20%（14 m3、19%）。措施期累計增油大于200 t 的油井，分層暫堵壓裂計5 口（共實施7 口）、單層暫堵壓裂計4 口（共實施13 口），分層暫堵壓裂明顯高于單層暫堵壓裂。認識到在低滲無邊界砂巖儲層生產20 年左右時，在增油效果方面，分層暫堵壓裂要優于單層暫堵壓裂。

從措施含水率上升情況分析：（1）分層暫堵壓裂略小于單層暫堵壓裂；（2）含水率上升幅度小于10.00%的油井，分層暫堵壓裂占比42.9%，單層暫堵壓裂占比46.2%。因此，在進攻性措施導致油井含水率上升方面，不會因為分層暫堵壓裂改造層數多而導致含水率上升幅度變大，選井是控制含水率的重點。從措施后含水率上升情況分析，分層暫堵壓裂含水率上升幅度15.60%明顯高于單層暫堵壓裂含水率上升幅度-1.1%，可見分層暫堵壓裂的劣勢主要在于措施后正常生產過程中易見水，要重點進行井組精細注水調整與化學調剖。從提液幅度分析，分層暫堵壓裂略高于單層暫堵壓裂且隨著改造強度的增大，提液幅度與含水率上升幅度一般隨之增大，建議措施過程控制改造強度，要同時滿足提液與控制含水率。

2 BY 區暫堵壓裂措施相關因素分析

根據暫堵壓裂措施相關因素劃分為地質相關因素以及工藝相關因素。其中地質相關因素包含儲層物性、地層壓力、水驅方向；工藝相關因素包含加砂量、砂比、排量等[2-4]。

2.1 儲層物性相關因素

各措施井中聲波時差、孔隙度、含油飽和度等物性相似，而依據油層厚度（圖1）、電阻率、滲透率與累計增油散點圖判斷，儲層物性與日增油線性關系不明顯。

圖1 油層厚度與累計增油散點圖

2.2 水驅方向因素

含水率上升幅度在壓力等值線圖上呈現不均勻分布，其中含水率＞50.00%在低壓、中壓、高壓區域均有分布，兩者線性關系不明顯。提液幅度則在低壓區明顯較小。

依據水驅優勢方向為主向，其余為側向方向，其中側向井合計7 口，平均年增油263 t，平均含水率上升幅度11.50%，改造強度較大，分層各加砂30 m3的1 口井措施后含水率上升；主向井合計13 口，平均年增油171 t，平均含水率上升幅度32.90%，措施后含水率上升井4 口。進行措施井效果分析，進攻性措施井位于水驅側向合計7 口，平均年增油263 t，平均含水率上升幅度11.50%。其中分層暫堵壓裂3 口，平均年增油443 t，平均含水率上升幅度12.30%；單層暫堵壓裂4口，平均年增油127 t，平均含水率上升幅度9.20%。結合側向、主向效果分析，主向井位于水驅優勢通道上，措施易導致油井含水率上升。

2.3 工藝相關因素分析

選取側向措施井統計加砂量、砂比、排量等相關參數。由加砂量與日增油散點圖判斷單層加砂量控制在15 m3；由砂比與日增油散點圖判斷砂比控制在20%～25%，措施效果較好[5]。

2.4 暫堵劑選擇

結合單井動態和儲層物性，對暫堵級數、暫堵劑用量、粒徑組合開展優化。整理對比41 口暫堵壓裂井的儲層物性參數、生產動態參數以及暫堵壓裂的施工工藝參數，選擇了34 口井的9 個參數進行模糊綜合評價，利用熵權法確定出各參數在綜合評價中的權重，利用評價參數的權重進行合成運算，形成綜合評判結果，按最大隸屬度原則，確定措施井模糊綜合評價結果，并在現場應用。

在低滲砂巖油藏，需要增加前置液比例大于22%進行分層壓裂，單層加砂強度大于1.5 m3/m。現場工藝要求暫堵及工作升壓是保障效果的關鍵指標，通過分析升壓幅度、暫堵劑用量與效果，得出單位厚度暫堵劑用量應該達到23～60 kg，暫堵升壓必須大于2.8 MPa，工作升壓要求大于8.0 MPa。

3 結論

2019-2022 年共實施46 口，有效井38 口，有效率82.6%，當年累計增油0.59×104t，平均單井當年累計增油129 t，平均產出投入比0.94。其中，2022 年通過優化調整技術體系及施工參數，控水增油效果及效益明顯。

對暫堵壓裂井的選擇方面，優先選取水驅優勢方向低液低含水率側向井，以盡可能降低措施過程中含水率上升幅度。在初步挑選時，宜優先選取地層壓力保持水平在100%～120%的油井，以確保措施后提液幅度。分析單井的歷史動態及測井資料，在測井曲線及生產動態滿足條件下，盡可能實施分層暫堵壓裂，以最大化提升措施效果，可有效指導低滲透油藏及其他同類油藏低產井選井選層、重復改造、潛力探索。但在更廣泛的儲層方面，應進行暫堵劑的優化選型，以確保措施效果。