蔡晓峰 （中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163414）

大庆油田聚合物驱自1996年工业化推广以来，规模不断扩大。与水驱相比，聚合物驱具有采油速度快、持续时间短的特点。在短暂的开发时间里，如何尽可能多的提高聚合物驱采收率，是聚合物驱开发的首要目标，因而采出井压裂成为首选的增产措施。与此同时，随着主力一类油层聚合物驱增储潜力的减少，聚驱开发对象发生了转变，由发育好的一类油层向发育差的二类油层过渡，今后一个时期二类油层将成为大庆油田萨南开发区聚驱增储上产的主要对象。与主力油层相比，二类油层具有油层层数多、井段长、砂体厚度薄，渗透率低、河道砂宽度窄、砂体连续性差、非均质性强的地质特点［1］。由于井层条件变差，单井的增油水平也由初期的22.3t下降到8.3t。因此只有根据聚驱不同阶段见效特征，优化压裂选井选层，进行单井个性化设计，才能使压裂后的措施效果得到有效保证［2］。为此，笔者统计大量实际采出井压裂效果，结合不同阶段动态反映特点，按照压裂后单井增油7t以上的井层条件及压裂方式，制定选井选层技术规范，建立了以含水下降期压裂引效、含水稳定期压裂稳效、含水回升期压裂增效为目的的提液模式。

1 压裂选井的主要参数界限研究

采出井压裂增油量主要与压裂前产液强度、产液量降幅及含水下降幅度大小有直接关系［3－4］。笔者运用统计分析方法［5］，建立不同阶段压裂前产液强度与增油关系，产液量下降幅度与增油、有效期关系，综合含水下降幅度与增油、有效期关系等。

1.1 压裂前产液强度

从不同阶段压裂前产液强度与增油达标情况 （见表1）可见，以压裂日增油量达到7t以上为达标井，确定压裂井合理产液强度范围在3～8t／m。在注聚初期产液强度在3～6t／m的井，达标井数比例最高达到89.3%；含水低值期产液强度在3～7t／m的井，达标井数比例最高达到88.0%；含水回升期产液强度在3～8t／m的井达标井数比例最高，达到86.9%。

表1 不同阶段压裂前产液强度与增油达标情况表

1.2 产液量降幅

以单井压裂日增油量7.0t，有效期150d为目标，从产液量降幅与增油量、有效期关系 （见图1和图2）可见，当产液量降幅大于20%时，增油量能够达到7.3t以上，压裂有效期能保持在166d以上，因此产液量降幅的最低界限定在20%。

图1 产液量降幅与增油量关系

图2 产液量降幅与有效期关系

1.3 综合含水下降幅度

从综合含水下降幅度与增油量、有效期关系 （见图3和图4）可见，当综合含水下降幅度大于4%时，增油量能够达到7.2t，有效期保持在184d以上，因此综合含水下降幅度的最低界限定在4%。

图3 含水下降幅度与增油量关系

图4 含水下降幅度与有效期关系

2 不同阶段压裂选层对象的数值模拟优化

数值模拟研究结果 （见表2）表明，各阶段实施压裂对提高采收率均有一定程度的贡献：在含水下降期，应以压裂厚层为主，能够充分释放主力油层潜力，提高采收率达到0.86%；含水稳定期对主力油层压裂效果较好，能提高采收率0.94%；在含水回升期，采油井压裂以中、低渗透油层，以挖潜单层有效厚度小于0.5m的薄差层为主，应采取选择性压裂方式，提高采收率0.56%。从预测结果来看，聚驱采出井压裂在含水稳定期效果最好。

表2 数值模拟跟踪拟合压裂效果表

3 选井选层技术规范的建立

油田开发实践表明，聚驱开发阶段不同，具体选井选层原则应有所区别。根据不同阶段动态反映特点，结合上述论证的技术界限，按照压裂后单井增油7t以上的井层条件及压裂方式，建立了以含水下降期压裂引效、含水稳定期压裂稳效、含水回升期压裂增效为目的的聚合物驱二类油层压裂选井选层技术规范，如表3所示。

表3 二类油层油井压裂措施选井选层标准

4 实际压裂应用效果分析

4.1 根据采出井不同阶段特点及油层发育状况，优化压裂方式设计

依据选井选层原则，精心设计压裂层段以及压裂工艺。近几年来二类油层158口压裂井，单井使用3种压裂工艺相结合压裂井比例达到37.3%，2种压裂工艺相结合压裂比例33.8%，单一的压裂工艺井比例仅为28.9%。平均单井压裂2.8个层段［3］。

4.2 不同注聚阶段采出井压裂的主要作法及效果

1）含水下降期 对受平面干扰影响，不见效或见效缓慢采出井实施压裂引效，主要以压裂河道边部为主，并采取多裂缝或宽短缝压裂工艺。压裂此类井11口，措施前后对比，单井日增液41t，日增油7.6t，含水下降2.71%，促进了采出井进一步见效，提高了见效程度。

2）含水稳定期 对产液降幅大、含水下降幅度大采出井实施压裂促效，以压裂河道主体部位为主，采取细分、薄隔层、大砂量压裂。压裂此类井57口，措施前后对比，单井日增液79t，日增油10.5t，含水下降0.44%，进一步延长了低含水稳定期，提高了采出程度。

3）含水回升初期 对见效不充分，含水下降幅度低采出井实施压裂稳效，以压裂厚油层顶部及厚油层变差部位为主，层内采用选择性压裂。压裂此类井64口，措施前后对比，单井日增液61t，日增油7.6t，含水下降0.27%，进一步挖掘释放了剩余油，提高了聚合物利用率。

4）含水回升后期 对注入压力高、产液低、油层发育差井区实施油水井对应压裂，提高井区供液能力。压裂此类井10口，措施前后对比，单井日增液51t，日增油7.0t，含水下降0.12%，视吸水指数提高了1.6m3／（d·m·MPa），对应压裂缩短了油水井间的注采井距，提高了砂体聚驱控制程度。

实际压裂效果表明，不同阶段压裂增油量均能达到7t以上，含水下降期和含水稳定期压裂效果最好。2009年以来，二类油层共实施采出井压裂158口，占二类油层总油井数的38.3%，总体取得了单井日增油9.2t，含水下降0.79%的好效果。其中含水下降期和含水稳定期实施83口，占总措施井数的52.5%，措施初期单井日增油10.5t以上，有效期7mon以上，效果明显好于其他时期 （见表4）。

表4 不同注聚阶段采出井压裂效果表

5 结论及认识

1）从影响采出井压裂效果因素出发，采用多因素分析、单因素关联的方法对已实施的压裂效果进行分析，认为压裂前产液强度、产液量下降幅度以及含水下降幅度是影响压裂增油水平的最主要因素。

2）根据不同开发阶段动态反映特征以及影响压裂井主控因素界限，建立了不同开发阶段压裂选井选层技术规范，为大庆油田萨南开发区聚合物驱二类油层压裂选井选层提供了宏观指导，特别是为井层条件较差和高含水油井压裂提供了较好依据，通过现场实践应用取得了单井增油9.2t的好效果。

3）注聚初期对受平面干扰影响，不见效或见效缓慢采出井实施河道边部压裂，并采取多裂缝或宽短缝压裂工艺，能够促进采出井进一步见效，提高见效程度；含水低值期对产液降幅大，含水下降幅度大采出井实施河道主体部位压裂，并采取细分、薄隔层、大砂量压裂，能够进一步延长低含水稳定期，提高采出程度；含水回升初期对见效不充分，含水下降幅度低采出井实施厚油层顶部及厚油层变差部位压裂，层内采用选择性压裂。能够进一步挖掘释放剩余油，提高聚合物利用率；含水回升后期对注入压力高、产液低、油层发育差井区实施油水井对应压裂，能够缩短油水井间的注采井距，提高砂体聚驱控制程度。

［1］石成方，肖伟，土凤兰 .聚合物驱油开发指标预测模型 ［J］.石油学报，2005，26（5）：82－88.

［2］杜内录，罗群利 .聚驱采出井压裂措施研究及效果分析 ［J］.国外油川工程，2002，18（7）：10－12.

［3］蒋明，郭发军，陈洪，等 .蒙古林砾岩油藏压裂效果预测新方法 ［J］.石油钻采工艺，1999，23（2）：69－73.

［4］刘德华，王越之 .灰色系统理论在石油工业中的应用 ［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［5］潘麟生，金绍棠 .概率论与数理统计 ［M］.成都：地质出版社，1981.