低丰度油田水平井压裂效果及影响因素

王利

(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)

低丰度油田水平井压裂效果及影响因素

王利

(中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂，黑龙江 大庆 163514)

某油田为典型低丰度油藏，目前18口水平井实施压裂增油措施，压裂增产效果较好，但井间差异明显，部分井未能达到预期效果。为搞清影响压裂效果的因素，针对某油田18口水平井老井，采用压裂效果分类研究的方法，分析各因素对压裂效果的影响。结果表明：新增控制储量大、连通方向多、裂缝布局合理、地层能量充足的水平井通常有较好的压裂效果，这为下一步水平井措施治理和精细挖潜提供了依据，对实现水平井的二次高产有重要的意义。

低丰度油藏；水平井；阶段增油量保持水平；压裂效果

1 水平井压裂情况及做法

某油田地层厚度20m左右，储层以前缘相的薄层席状砂为主，全区没有统一的油水界面，砂体发育层数少、厚度薄、孔隙度低、渗透率低，以构造-岩性油藏为主，为低丰度油田。2002年起对该油田进行水平井开发，随着开发的深入，井间矛盾日益突出，同时存在未控制储量，为改善开发效果，通过老井压裂的方式，合理地改造储层，增大储层动用规模，提高水平井开发效果，实现二次高产。

该油田共实施水平井老井压裂18口，占该油田射孔投产水平井的45.0%。通过对水平井储层发育、生产情况及剩余油分布状况的综合分析，在水平井压裂过程中，精心选井选层、个性化方案设计、优化工艺参数、做好措施培养保护，延长有效期，保障水平井措施效果。

如井1，在选井上，该井措施前百米含油砂岩日产油仅为0.1t，采出程度17.1%，开发效果较差。在选层上，该井采出水水质化验结果为注入水，结合静态资料，水平井层1、层2两段砂岩段与周围注水井构成河道-主体砂的一类连通，且水井在这2个层吸水量占全井的58%，因此判断层1、层2的砂岩段已水淹。方案优化上，首先对危险水淹层1及层2实施机械封堵，堵水后该井日产液1.6t，日产油1.1t，含水率31.6%，产液量下降4t/d，含水率下降59%，一个月后含水率上升至70.4%，液量稳定，说明剩余层3有部分砂岩段见水且出液能力较差，剩余油富集。为此对层3实施压裂改造，挖潜高含水井低水淹部位剩余油。培养保护上，措施前对连通注水井进行增注培养，对2个高含水层停注，对4个低含水层加强注水，日增注20m3，保证地层能量充足。为避免压裂后含水率上升，对距离水淹段较近的喷射点控制压裂规模，其余段加大规模。压裂后日增油达19.3t，实现了老井二次高产，截止到2015年12月累计增油2366t。

但是由于水平井钻遇状况、井区储层发育、压裂前采出程度、水驱控制程度等状况的不同，水平井老井压裂效果差异性明显，因此需要对水平井老井压裂的效果进行分类评价并分析控制压裂效果的影响因素，为下一步进行水平井压裂选井选层和措施优化提供依据。

2 压裂效果分类

评价水平井压裂效果时，采用压裂百米砂岩日增油来简单评价压裂效果。在评价时，首先划分压裂百米砂岩日增油大于等于3t为Ⅰ类井，压裂百米砂岩日增油小于3t为Ⅱ类井。

但部分压裂后初期增油效果比较好的井，后期压裂效果较差，如井2压裂初期日增油7.4t，百米砂岩日增油3.85t，压裂效果较好，对比后期效果，产量下降快，压裂后半年增油仅为压裂初期的13.5%，综合分析认为该井压裂效果较差。

评价压裂效果时，应该考虑单井压裂后增油量的保持水平，因此定义 “阶段增油量保持水平”概念，即压裂后6个月日增油占初期日增油量比例来评价压裂效果的递减情况。如果压裂后增油效果递减比较明显，阶段增油量保持水平小于0.4时，将Ⅰ类井调整为Ⅱ类井。Ⅰ类井平均初期日增油12.4t，平均压裂百米砂岩日增油4.04t，平均阶段增油量保持水平为0.60，目前平均累计增油4832t，增油效果较好，该类井压裂效果可以直接评价为较好。

对于Ⅱ类井，通过累计产油量评价其压裂效果。若目前有效就要通过预测累计增油量来判断，结合压裂后生产数据，利用目前递减规律求得预测累计增油量：(预测)累计增油量≥1000t评价为压裂效果中等，(预测)累计增油量<1000t评价为压裂效果较差。

依据以上分类原则，最终得到该油田水平井老井压裂分类：压裂效果较好井9口，压裂效果中等井5口，压裂效果较差井4口。

3 影响压裂效果的因素分析

3.1 新增控制储量大的井压裂效果较好

水平井老井压裂可对射孔投产不能控制的储量进行沟通控制，增加单井产量，提高开发效果。对18口老井压裂的水平井进行统计得出：压裂效果较好、中等、较差井新增的平均控制储量分别为1.73×104t、1.15×104t、0.94×104t，压裂效果较好的井新增的控制储量明显高于压裂效果中等和较差的水平井新增控制储量；对比压裂前单井剩余地质储量，虽然单井剩余地质储量不同，但压裂效果相差不大。但压裂后，沟通未钻遇有效储层，新增控制储量大的井压裂效果较好。因此，压裂效果与单井新增的控制储量正相关，与压裂前剩余地质储量相关性较小。

3.2 连通方向多的水平井压裂效果较好

建立注水井与各裂缝之间的有效驱替,充分发挥各条裂缝的增产能力是特低渗透油藏压裂水平井开发的关键[1]。在裂缝数量和规模相近的情况下，水平井连通的水井数量越多，越能建立注水井和水平井之间的有效驱替，从而使压裂效果更好。统计压裂水平井连通注水井数和措施效果之间的关系表明，随着水平井连通的水井数越多，压裂初期日增油量越多，水平井压裂效果越好(表1)。

表1 某油田老井压裂水平井周围水井分类统计表

3.3 压裂段间距合理的水平井压裂效果较好

在水平井水平段长度、压裂缝长一定的条件下，裂缝数量和裂缝间距对开发效果的影响显著：裂缝数量越少，裂缝间距对水平井产能影响越大；裂缝数量大于3条，裂缝间距对水平井产能的影响减小。这是因为裂缝间距较小时，裂缝间流体渗流的干扰作用就会加剧，裂缝间形成一个低压区，采出油量有限；而随着裂缝间距的增加，缝间干扰作用减弱，因此产油量增加[2]。通过对水平井压裂段数及压裂段间距的分析发现，压裂效果较好与中等的水平井压裂段数和段间距差异明显，其中压裂效果较好井平均压裂段数为3.8个，段间距平均为141m；压裂效果中等井平均压裂段数为6.2个，段间距平均为86m。因此，压裂效果较好的水平井裂缝布局为：压裂段数量以3～5段、段间距以100～180m左右为宜。

3.4 地层能量充足的水平井压裂效果较好

充足的地层能量是好的压裂效果的前提，而日配注采比与累计注采比差值则反映了地层能量的变化情况，差值为正时反映了地层能量上升。

压裂效果较好、中等及较差的井日配注采比与累计注采比的差值分别为3.1、0.7、0.2，这表明压裂效果好的井日配注采比与累计注采比的差值要明显高于效果中等和较差的井。证实了通过压裂前提高注水量补充地层能量，可以有效改善压裂效果。

4 结论

1)应用百米含油砂岩日增油量、阶段增油量保持水平及累计增油量这3个主要指标，为有效划分好、中、差三类老井压裂效果奠定了基础。

2)压裂效果好的井总体表现为：新增控制储量集中在1.73×104t、连通方向较多(水井数在4口井以上)、裂缝布局合理(压裂段3～5段，段间距100～180m)、地层能量充足。

[1]曾保全,程林松,李春兰,等.特低渗透油藏压裂水平井开发效果评价[J].石油学报,2010,31(5):791～796.

[2]崔茂蕾,王一可,黄小雷,等.大庆外围油田压裂水平井参数优选及渗流特征[J].科技导报,2011,29(23):45～49.

[编辑] 黄鹂

2016-09-07

王利(1984-)，女，工程师，从事油田动态分析工作，286419536@qq.com。

TE357.14

A

1673-1409(2017)7-0086-02

[引著格式]王利.低丰度油田水平井压裂效果及影响因素[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(7):86～87.