庆A区稳产措施效果评价

2017-07-24方燕朱荣军张建忠姚刚同俊锋金芳刘辉

石油化工应用 2017年6期

关键词：增油油量单井

方燕，朱荣军，张建忠，姚刚，同俊锋，金芳，刘辉

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳745100）

庆A区稳产措施效果评价

方燕，朱荣军，张建忠，姚刚，同俊锋，金芳，刘辉

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳745100）

庆A区长6油藏属于典型的“三低”油藏，前期以超前注水方式开发，主要开采层位长63。本文从该区措施选井标准优化、措施工艺优化出发，介绍了该区2016年措施实施基本情况；结合庆A区地质特征，分析了措施效果影响因素、措施改造对单井与区块开发的作用，提出了下步措施建议，为庆A区持续稳产提供技术支撑。

措施；措施效果；效果评价

庆A区所属构造单元为鄂尔多斯盆地陕北斜坡南部，为三角洲前缘湖底滑塌浊积扇沉积，砂体呈北东-南西向展布。属岩性油藏，主要开采层位三叠系长63层，长63油藏平均埋深2 130 m。长63油层平均孔隙度12.2%，平均渗透率0.36 mD，原始地层压力15.8 MPa。属于低孔、超低渗储层。

结合储层物性和生产现状，将庆A区分为北部低压区、南部低压区、中部见效区、东北部裂缝见水区和水平井区五个区域。北部隔夹层发育，南部渗透率较低，泥质含量高，地层压力保持水平低，剩余油储量高，具有较大治理、培育潜力；中部地层压力保持水平高，单井产量相对较高；东北部微裂缝发育，地层压力保持水平低；水平井区隔夹层发育，油层厚度小，压力保持水平低[7]。

1 庆A区措施实施情况

1.1 措施选井选层的原则

油井实施措施后是否能达到预计增油效果，选井选层至关重要。运用地质研究成果及动态监测资料，通过2014-2016年的不断优化，形成了“静态六项坚持，动态两项合理”选井选层标准（见表1），基本规律是：

（1）油层厚度大，连通性好，展布稳定，天然裂缝发育。

（2）地层压力保持水平高，注采井网完善，注采单元内油水井连通性好。

（3）储层物性相对较好。

（4）单井产量递减较大，井组内油井未见注入水或见水程度低，具有高产史。

表1 选井选层标准

1.2 措施工艺优化与选择

针对全井段笼统压裂储层改造不充分，增产幅度有限问题，结合单井及区块地质特征持续优化措施工艺改造方式、工艺施工参数，形成以“分层压裂为主，常规解堵为辅”的措施工艺技术体系[2-4]。

对大套井通过优化压裂工具组合，优化工艺参数，完善了不动管柱分层压裂工艺；对小套井通过优选新型封隔器与压裂滑套的有机组合，实现了小套井从光套管笼统压裂向分层压裂方式的转变。同时积极开展水淹井压裂试验，挖掘水淹井剩余油；积极开展水平井冲砂+酸化等水平井治理工艺试验，恢复水平井产能（见表2）。

表2 措施工艺优化内容与作用

1.3 措施实施情况

庆A区2016年实施措施井23口，其中重复压裂8口，补孔压裂13口，冲砂酸化2口（见表3），主要集中在高压区。

表3 庆A区2016年措施实施情况统计表

1.3.1 典型井例1陈1*-15井补孔+分层重复压裂（大套）。

（1）基本情况：该井位于庆A区中部，生产层位长63，2009年12月16日投产，初期日产液3.85 m3，日产油2.63 t，含水22.5%，动液面1 394 m；投产后产量下降较快，2013年9月重复压裂，有效826 d，累计增油978 t，2014年7月产量开始下降，目前日产液1.13 m3，日产油0.85 t，含水10.9%。

（2）施工目的与依据：该井处在油藏中部，长63层发育油层累加厚度22.1 m，射孔12.0 m。与邻井对比，物性、储层厚度相当（见表4），邻井陈11-*5于2015年重复压裂，累计增油703 t，至今有效，目前单井产量2.4 t/d。陈1*-15与2口注水井对应关系良好，1 972.0 m～1 977.0 m测井显示为油层，具有补孔潜力。2014年邻井陈11-*5井测得地层压力14.2 MPa，具有一定的能量基础。为提高单井产量，决定补孔长63层1 972.0 m～1 977.0 m，之后对1 936.0 m～1 941.0 m段、1 951.0 m～1 955.0 m段和1 966.0 m～1 969.0 m、1 972.0 m～1 977.0 m段实施分层重复压裂。

表4 陈1*-15井与邻井物性对比表

（3）压裂工艺参数设计：仔细分析该井油层物性、历史措施情况与效果，考虑现有工艺改造手段等因素，该井压裂工艺参数设计（见表5）。

在压裂液方面，前置液采用滑溜水，携砂液采用滑溜水+胍胶基液，目的是在保证施工效果的前提下，减少储层伤害。

（4）实施效果：该井措施后初期日产液9.24 m3，日产油6.87 t，含水11.5%，日增油6.0 t；目前日产液7.10 m3，日产油5.32 t，含水10.8%，日增油4.40 t，当年累计增油1 289 t，至今有效。

1.3.2 典型井例2陈1*-17井补孔+分层常规压裂（小套）。

（1）基本情况：该井位于庆A区中部，2009年5月27日投产，初期日产液3.4 m3，日产油2.4 t，含水14.3%，动液面706 m。2009年12月产量开始下降，2014年10月冲程2.5 m下调至1.8 m，目前该井日产液1.2 m3，日产油0.9 t，含水16.5%，动液面1 434 m。

（2）施工目的与依据：陈1*-17井长63层发育油层累加厚度46.3 m，射孔15.0 m，射孔程度小，与邻井对比，物性、储层厚度相当（见表6），渗透率优于邻井。邻井陈9-*7井于2012年4月补孔压裂，累计增油2 651 t，至今有效。该井与2口注水井注采对应关系良好，邻井陈9-*7井2015年测得地层压力11.9 MPa，具有一定的能量基础。该井初期改造规模小，投产后产量持续下降，2011年12月该井注水见效，2014年9月该井产量再次开始下降。

综合以上，分析认为该井措施潜力较大，现决定对该井长63层1 998.0 m～2 001.0 m和2 019.0 m～2 022.0 m进行补孔，之后对长63层1 979.0 m～1 982.0 m和1 993.0 m～1 998.0 m、1 998.0 m～2 001.0 m和2 012.0 m～2 019.0 m、2 019.0 m～2 022.0 m进行分层压裂，提高单井产量。由于该井是小套井，所以采用常规压裂方式。

（3）压裂工艺参数设计：仔细分析该井油层物性、历史措施情况与效果，考虑现有工艺改造手段等因素，该井压裂工艺参数设计（见表7）。

在压裂液方面，前置液采用滑溜水，携砂液采用滑溜水+胍胶基液+交联液，目的是适当提高铺砂浓度，提高改造强度，减少储层伤害。

（4）实施效果：该井措施后初期日产液6.24 m3，日产油4.22 t，含水19.4%，日增油3.33 t；目前日产液5.15 m3，日产油3.64 t，含水15.8%，日增油2.75 t，当年累计增油698 t，至今有效。

表5 陈1*-15井压裂工艺参数表

表6 陈1*-17井与邻井物性对比表

表7 陈1*-17井压裂工艺参数表

2 庆A区措施效果分析与评价

2.1 措施效果影响因素分析

2.1.1 储层物性与措施效果关系2016年庆A区措施井储层各类物性与增油效果关系（见图1～图6），通过对比可以看出；措施效果与含油饱和度、电阻率呈正比关系，与泥质含量呈反比关系。在庆A区优选措施井的条件可以以含油饱和度≥48%、电阻率≥32 Ω·m、泥质含量≤20%、油层厚度≥10 m、孔隙度值≥10%，渗透率值≥0.3 mD为参考。

2.1.2 地层压力与措施效果关系由于庆A区地层压力分布不均，2016年在低压区优选3口井（陈1*-19、陈3-*8、陈0*-30）进行试验性进攻措施。措施后产量下降速度快，递减大（见图7），分析地层压力是影响措施长期效果的关键因素。

图1 日增油量与含油饱和度散点图

图2 日增油量与电阻率散点图

图3 日增油量与泥质含量散点图

图4 日增油量与油层厚度散点图

图6 日增油量与渗透率散点图

图7 低压区单井日增油变化

绘制措施增油量与地层压力保持水平散点图（见图8），进一步分析确定地层压力与措施增油效果之间关系。可以看出：措施后有效期大于200 d的措施井共有11口井，其中地层压力保持水平大于90.0%的井占9口，占81.2%，由此可以看出地层压力保持水平与措施增油效果正相关。

图8 日增油量与压力保持水平散点图

2.1.3 措施强度及措施工艺与措施效果关系绘制单井日增油量与现场措施强度散点图（见图9和图10）。可以得出：合理入地液量范围在500 m3～600 m3，砂量在30 m3～40 m3，地层改造较充分，单井增油量多，提高单井产量效果显著。

图9 日增油量与入地液量散点图

图10 日增油量与砂量散点图

本厂近几年的措施改造工艺逐步由“低液量、低排量、高砂比”的常规压裂转变为“大液量、大排量、低砂比”的混合水压裂，2016年进一步优化为分层压裂。从统计结果看，2016年无论是补孔压裂还是重复压裂，效果都较好，说明经过本厂优化的“分层压裂”措施改造工艺在庆A区低渗透油藏适应性较好。

2.1.4 天然微裂缝分布与措施效果关系庆A区中部、北部微裂缝发育，见水方向呈现多向性，以北东-南西向为主。2016年在裂缝水淹井两侧优选11口井实施措施，单井日增油2.47 t，效果明显，通过对比裂缝侧向措施井措施效果可以发现：

（1）中部微裂缝分布较为分散、注水多向受效，措施后日增油量2.1 t；

（2）北部微裂缝发育较为集中、注水侧向受效，侧向措施井日增油量明显高于主向措施井。

2.2 措施改造对单井与区块开发作用分析与评价

结合储层物性和生产现状，2016年在庆A区共实施措施井23口（见表8），其中重复压裂井8口，补孔压裂井13口，水平井冲砂+酸化2口。措施前平均单井日产液1.15 m3，日产油0.76 t，含水21.6%，动液面1 425 m；目前平均单井日产液3.51 m3，日产油1.99 t，含水32.5%，动液面1 299 m。措施完井初期平均单井日增油2.17 t，累计增油6 012 t，提单产效果显著。

2016年，庆A区两项递减连续三年下降，地层压力保持水平、采油速度和采出程度稳步提升，连续三年保持I类开发水平。油井措施改造有力的促进了区块开发效果的提高。