廖保江，陈 刚，惠婉婷.

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)

吴起油田白河油区全年产量24×104t，其中侏罗系油藏贡献率达到70%左右。侏罗系油藏也是每年措施增产的主力改造方向。虽然每年度侏罗系都在搞增产措施改造，但随着开采程度的增加、油井的含油饱和度的逐年下降，每年的增产效果也逐渐变差。同样的测井显示油层，前几年不论是原层补孔爆燃压裂还是小砂量解堵压裂的措施效果均比较好，但目前再次措施后增产效果大大不如从前，含水上升速度加快甚至措施改造后成明水的油井也逐步增加等问题较为突出。虽然经过近几年的增产方案实施，开发者有初步的措施方案经验，但却鲜有较为系统性分析措施改造效果变差的原因和下步改善侏罗系油藏增产改造手段的研究。

本文就本区块2017年度侏罗系增产改造措施内容及其效果进行归纳总结，研究了油井测井显示、油层射开程度、采出程度、措施前综合含水等方面对原层补孔爆燃压裂和小砂量解堵压裂工艺增产效果的影响，为提出两大主要增产措施即原层补孔爆燃压裂和小砂量解堵压裂工艺的适用条件提供了理论和技术依据，为下一步侏罗系油藏措施方案提供必要的依据，有利于进一步提高单井产量，对于吴起油田白河区块及其他与吴起油田相似的侏罗系油藏的开发具有重要意义。

1 油藏地质特征及储层分类

吴起油田白河区侏罗系油藏鼻状隆起较为发育，油藏发育的地方绝大多数为鼻状隆起发育的地方，构造上倾方向依赖砂体边部的致密砂岩或者泥岩对油气形成岩性遮挡，下倾方向因构造变低而形成构造圈闭，一般具有边底水，油水分异好，主要呈多层状、条带状、透镜状、厚层状、互层状等形式分布，储层属河流河道砂坝微相砂体和分流河道微相砂体[1]。白河区钻井、岩心、测井、试油及试采资料显示，侏罗系延安组油藏渗透性相对较好，边、底水活跃，天然能量相对较充足，且以弹性水驱为主，为典型的边、底水油藏。其主要特点是：在同一砂体中由于油水密度差异，油主要分布在油藏上部，而水占据油藏下部或边部，油水层之间无明显隔层存在，油水界面不是同一水平面，而是因物性变化呈一曲面。这类油藏局部地区由于油水边界受氧化作用强烈，原油黏度大，或有低渗透遮挡层，或含油层内在纵向有致密夹层，影响边底水供给程度和供给能力，同时也给增产改造措施的实施带来一定难度。

依据油水关系、电测资料及电测曲线特征，将侏罗系储油层分为 3 种类型[2]。

Ⅰ类：油层与底水直接接触，纵向上砂体连续分布，油层孔、渗性好，油水分异明显，视渗透率大于100 mD，顶部有纯油带且厚度较大，油水过渡带较小，砂体特征以箱形为主，泥质含量低。

Ⅱ类：油层内有夹层存在，纵向上油水分异相对较好，视渗透率大于20 mD，顶部出现厚度不等的纯油层段，油水过渡带较大[3]。

Ⅲ类：油层与底水之间有泥岩和砂泥岩隔层或夹层，隔层厚2～3 m，延伸不到两个井距即尖灭，油水分异差，一般不出现纯油层，砂体厚度较大时会在顶部出现厚度较小的纯油层段，油层孔、渗性差，视渗透率小于20 mD，砂体特征形态一般为钟形，泥质含量相对较大。

2 侏罗系储层改造措施

目前吴起油田白河区侏罗系油藏的原层增油措施主要有两种：原层补孔爆燃压裂和小砂量解堵压裂工艺。但在实施过程中，每口井的地质情况、采出情况射开程度等各有不同，因此在实施过程中需要对各种情况选取有利的增油措施，提高措施成功率和增油效果。现通过对2017年侏罗系油藏原层增油措施效果进行归纳总结，寻找共性有章可循的适用条件。

2.1 原层补孔爆燃压裂

侏罗系油藏属于具有边底水的油藏或底水油帽油藏，纵向上根据油藏特征和油水关系分为纯油带、油水过渡带和纯水带的三叠序列。因此，射孔部位应高于油水过渡带，以避免射孔后产水或投产后底水锥进速度快，延长无水采油期。对于边底水相对活跃的底水油帽油藏，合理的剩余油层厚度取决于生产压差、原油黏度和油藏特征，其关系式表示为：

T=Hp2a/Δp

(1)

式中T——无水生产期，d；

Hp——射孔底界和油水界面之间距离，即剩余厚度，m；

Δp——生产压差，Pa；

a——统计常数，a=Ω2μФ/(8.64×10-3K)；

μ——原油黏度，mPa·s；

Ф——孔隙度，%；

K——渗透率，mD;

Ω——水平渗透率与垂直渗透率的比值。

由此可以看出，剩余厚度的平方与无水采油期成正比关系，剩余厚度对无水采油期的影响最大。因此，选择射开程度时应在对完善程度影响不大的前提下，尽量扩大剩余厚度，延长无水采油期。

理论上按舒洛夫曲线进行计算证明：不同类型的油层，射开程度随完善程度不同而不同，但随着射开程度的增加，完善程度的增加值越来越小，当射开程度为 30%时，完善程度已达到 80%。射开程度越高，反而会引起底水锥进速度更快 。

表1 吴起油田白河区补孔爆燃压裂措施情况统计表Table 1 Statistical Table of the measures for the explosive fracturing of perforation of Baihe block, Wuqi oilfield

注：产量表示为液量*含水%。

通过对比分析补孔爆燃压裂得出以下结论：

(1)对于射开程度小于1/3的油井，一般含水较低。渗透率大于6 mD的油井措施后增产效果较好，措施后含水平均上升7.7个百分点，措施后平均单井日产油4.88 t，累计采出程度越低，效果越明显；渗透率小于6 mD的油井增产效果不明显，不论采出程度多少，增产效果均很差，措施后平均日产油0.51 t。

(2)对于射开程度大于1/3的油井，一般措施后含水会升高。措施前含水大于50%的油井，平均含水上升24.9个百分点，渗透率越大，升高越明显，措施效果越差，措施后平均单井日产油0.53 t；措施前含水小于50%的油井，平均含水上升12.75个百分点，措施后平均单井日产油2.30 t，射开程度越低，采出程度越低，渗透率大于6 mD，措施后日产油越高，反之射开程度越高，渗透性小的油井日产油会较低。

2.2 小砂量解堵压裂工艺

小砂量解堵压裂指加砂量小于5 m3，施工排量控制在一定范围内的水力压裂工艺技术[6]。对于侏罗系底水油帽油层，不宜进行大规模的压裂改造，因此一定要严格控制砂量和施工排量，才能取得最好的效果。表2为吴起油田白河区小砂量解堵压裂工艺详细对比表，通过对比研究分析不同类型的油藏及油藏厚度、采出程度等，总结、归纳、研究和现场试验证明，底水油帽油层要取得好的试油压裂效果，就必须合理控制加砂量、施工排量和加砂强度。侏罗系油层砂量一般控制在1～3 m3，最多不超过5 m3，加砂强度小于1 m3/m，根据油帽厚度的不同，施工排量控制在0.5～1.0 m3/min，压后往往取得很好的效果。由于该措施的改造强度相对较大，适用于油层物性差、底水不活跃的Ⅲ类油层或采取其他措施无效的井层。在近年新井投产中，对物性略差、泥质含量略高、底水不明显的油层，采用小规模压裂，压裂增强油层近井地带的渗流能力，单井产量明显提高。

表2 吴起油田白河区小砂量解堵压裂工艺措施情况统计表Table 2 Sand volume of antipyretic fracturing process statistics Table of Baihe block, Wuqi oilfield

注：产量表示为液量*含水%。

通过对比分析小砂量解堵压裂工艺得出以下结论：

(1)所有小砂量解堵压裂工艺射开程度均小于1/3，措施增液增油效果整体较好，对于Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油层均有效。

(2)小砂量解堵压裂工艺措施后，含水有升有降，整体上升，平均上升17个百分点。措施后平均单井产液7.19 m3，平均单井产油3.36 t，效果较好。

(3)对于采出程度较高的油井，特别是Ⅰ类、Ⅱ类油层，累计产油大于3000 t的油井，措施效果较差,如21-218井；特别是累计产油大于5000 t的油井，措施后含水上升到100%的可能性极高，本年度油井21-245和吴111井措施后均为液量大幅度上升，含水100%。

3 结论

(1)补孔爆燃压裂适用于Ⅰ类、Ⅱ类油层，射开程度低于1/3，含水为中低含水(<50%)，液量低，采出程度较低(<3000 t)的油井效果较好，措施后含水上升幅度较小。

(2)小砂量解堵压裂工艺适用于Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油层，射开程度低于1/3，采出程度较低(<3000 t)的油井效果较好，措施增油效果好；对于采出程度大于5000 t的油井不适用。小砂量解堵压裂 ，其砂量为 1～3 m3，一般取2 m3或者3 m3，排量为0.6～1.0 m3/min，一般取0.6 m3/min较好，最大砂比不超过20%，一般最大为15%较为合适。

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