宋旭东（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

外围油田P 油层，油田综合含水逐渐上升，部分井含水较高或全井出水。油田产量递减幅度加大。按照低含水时期的压裂选井选层标准，不仅选井选层难度增加，而且措施效果也逐渐变差，因此，有必要将措施挖潜对象逐步转向中高含水井(层)，探索油田措施挖潜新途径[1-3]。

1 高含水井(层)压裂依据

1.1 高含水井(层)压裂的数值模型及结果分析

假定条件及模型的建立: 假定上部油层水淹，根据P 油层的特点建立地质模型：分两套上下油层[4-6]。

1）两套油层渗透率不同而厚度相同，研究油层的地层压力、渗透性、厚度对高含水井（层）压裂效果的影响。数值模拟的结果表明：由于地层压力和渗透率的不同，（在相同注水压力下）上下油层生产状况差异十分明显。当油层渗透率比值在10.0～5.0，上下油层含水差异变大， 底部油层水淹面积较小，由于渗透性差，压裂后生产难度很大，即使地层压力较高， 压裂后效果和效益较差；当上下油层渗透率比在5.0～1.5，地层压力大于8.0 MPa 时，下部油层由于渗透性差，水淹面积小，压裂年增油在500 t 以上，压裂后效果较好；当两套油层渗透率比值在1.5～1.0，上下油层含水差异小，下部油层水淹面积也大，地层压力大于10.0 MPa，压裂后累积增油量200 t左右，在最低临界增油量附近，效果效益一般。

2）两层间有夹层遮挡且无串层，压裂效果随着地层厚度的减小而逐渐变差。当厚度为0.5 m时， 无经济效益，数值模拟的年增油最高值并未达到最低临界年增油量;当厚度为1.0 m 时，模拟的最高年增油量在200～400 t。从经济角度来看，油井压前产液量为3.0～15.0 t/d，压后含水小于70%时，其临界年增油量的变化范围为250～450 t。可见，油层厚度为1.0 m 时， 压裂增产有一定的收益但存在风险。

1.2 寻找高含水层内有利挖潜对象

外围油田P 油层是一套沉积于姚家组一段的砂泥岩互层，其沉积相主要以三角洲内、外前缘相和分流平原相为主。由于三角洲沉积体在沉积时期易形成几期河流沉积体在纵向上相互叠加，从表面上看好象是同一时期沉积的产物，但通过电测曲线和周围邻井对比分析，就能识别出不同时期形成的沉积单元，进而可以通过细分沉积相研究，找出高含水层内有利的措施挖潜对象[7-8]。

S 油田S1 井只发育一个PI3-41小层，与2 口注水井相连通。投产5 年后油井见水，含水上升速度较快，到第九年年底含水达到90%。该井区PI3-41层为三角洲分流平原相沉积，从测井曲线上看，S1井及周围油水井的自然电位和电阻率、微电极曲线在PI3-41层内均表现出明显的分层特征。经过比较分析，认为S1 井PI3 和PI41层是两个不同时期沉积的产物，其间有一薄的泥岩夹层。因此，将原来看作是同一砂体的PI3-41层细分为两个彼此独立的砂体（PI3、PI41）分别研究。从电测资料解释结果来看，PI3 层 渗 透 率 为140×10-3μm2，PI41 层 为60×10-3μm2，且PI3层表现出明显的反韵律沉积特征，其上部渗透性要好于下部。因此，分析后认为，S1 井全井高含水主要是由于PI3 层上部水淹，而其下部及PI41层动用较差，仍为低含水。

利用数值模拟成果对该井进行模拟：渗透率比值为2.3，PI3层下部及PI41层厚度为1.4 m、地层压力（模拟）为8.29 MPa，模拟年增油550 t，平均日增油为1.8 t。将S1井PI3-41层下部为挖潜对象。压裂后初期日增油2.68 t，含水下降20.6 个百分点，到目前已累积增油557 t，平均日增油为2.18 t，增油效果较好[9]。

对沉积特征与S1 井相似的S2 井，进行了投球压裂试验，也取得了较好效果。证明了通过细分沉积相研究，在高含水层内措施挖潜的技术是切实可行的，在外围东部P油层具有较好的推广价值。

1.3 寻找可压裂层位

据F、S油田有连续产液剖面的20口井（110个小层）资料统计结果，产液量占全井产液量70%左右的主力层含水与非主力层含水存在差距，尤其全井含水在40%～60%和60%～80%这两个区间，且非主力层产液量分别上升了14.6 t和22.4 t，而主力层产量只分别上升了9.4 t和5.2 t。另外，不出力层和非主力层层数占总层数的65%左右。

可见，大多数高（中）含水油井存在有待进一步解放产能的产层，且主力层与非主力层之间在含水上存在差异，这种差异在全井含水由40%增加到80%时表现最为明显，非主力层产量增加较多，说明此阶段正是非主力层受效阶段。因此，高（中）含水井压裂应抓住此阶段找准高含水（水淹）层，才能保证压裂效果[10]。

F1 井投产4 年后含水上升到72%。经动态分析认为PI4 层水淹。该井的数值模拟结果也表明，PI4 层水淹后，其它几个非主力小层动用程度差且含水低。该井的数值模拟结果表明，PI4 层含水为95%左右，其它5 个非主力小层动用程度差且含水低（为22%）。运用上面的数值模拟成果，有效厚度4.0 m，地层压力为9.67 MPa（模拟），预计压后可增油750 t、日增油平均为2.5 t左右。选择F1井进行压裂，压裂层选为其它5个非主力层，效果较好。压裂后该井累计增油648 t，平均日增油2.4 t/d（生产天数为265天）。

2 高含水井压裂的效益分析

通过上述精细动态分析工作并借助数值模拟及沉积相研究手段，对S 油田和F 油田选定的4 口高含水井进行了压裂改造，取得了比较好的开发效果和经济效益。主要表现在：

1）改善了油田开发效果，实现了“增油降水”的目的。4 口高含水井压裂效果统计见表1，其中F1 井压裂效果最明显，含水由压前的72%降到压后的28%,下降了44 个百分点。同时可得出应用数值模拟技术与压裂井的实施效果符合程度为81.5%。

2）经济效益较好。对本次压裂的4 口井中的3 口井进行了经济评价。按原油价格为980 元/t，商品率考虑为96.3%，平均增值税率为13.5%，所得税率33%，平均单井压裂费用为17.7 万元。4 口压裂井目前累积增油1 959 t。其中年初压裂的3 口井目前累积增油1 841 t，税前财务净现值总额达16.45 万元。4 口井预计全年增油量为3 084 t，总成本费用150.23万元，税前财务净现值51.71万元，税后财务净现值24.86万元，利税总额达141.41万元，净利润68.37万元。

原油价格、年增油量及单井压裂费用对税后财务净现值的敏感性进行了分析。得出当原油价格为784 元/t、年增油量为2 000 t 以上、单井压裂费用25 万元以下就可获利，因此，本次高含水井压裂是有抗风险能力的。

表1 4口高含水井压裂效果统计

3 结论及认识

1）高含水油井压裂用于解决层间矛盾是可行的。多数高含水油井存在有待进一步解放产能的非主力层，且主力层与非主力层之间在含水上存在差距。全井含水为40%～80%时，部分非主力层正处于注水受效旺盛期且含水不高（22.6%～48.7%），此时压裂效果最好。

2）高（中）含水油井压裂用于解决层内矛盾是可行的。同一砂体（油层）纵向上的韵律性差异和平面上的层内非均质性，通过细分沉积相研究，可进一步证明这种差别。表现在油田开发上就是同一油层纵向上不同部位动用状况不同和水淹状况不同，可利用这种差别进行压裂改造，改善开发效果。

3）高（中）含水油井压裂，无论是针对同一油层的不同部位还是同一油井的不同油层，归根结底是要解决动用状况差的问题。依靠精细地质研究与数值模拟技术相结合，对选定压裂井（层）在产出状况、剩余油分布、压力分布及压裂效果预测等方面进行研究，指导压裂井层的选择，对压裂效果的预测具有科学而准确的量化概念。

4）应用数值模拟技术研究压裂层厚度、渗透率和地层压力对高含水井压裂效果的影响所获得的成果，较好地指导对压裂井（层）的选择，与压裂井的实施效果基本符合程度为81.5%。