薄差层二次加密井压裂效果评价

摘 要：本文依据喇嘛甸油田特高含水期水驱油田开发形式与注采结构特点，通过对薄差层二次加密井喇9-X3212井压裂效果进行评价，在储层精细描述的基础上，结合动静资料认真进行了逐层层内剩余油分布状况的分析，并通过对应注入水井的注水方案及井间的注水结构有目的的进行措施调整，从而保证了9-X3212井压裂效果长期有效，实现压裂增产效果新突破，进一步改善区块整体开发效果，为喇嘛甸油田薄差层的综合挖潜提供了借鉴经验。

关键词：砂体发育;剩余油;动用程度;压裂

引言：喇嘛甸油田已经开发了三十多年，地下油水分布越来越复杂，进入特高含水期后，由于油井产液量与含水均较高，注水效果差，平面矛盾突出，压裂选井选层的难度越来越大。然而产量压力直接带来措施增产压力，这种情况下我们只能把压力变成契机，广开思路，科学选层，努力实现压裂增产效果新突破。

1. 喇9-X3212开发简况

喇9-X3212井是位于喇嘛甸油田南中块东部的一口二次加密油井。射孔层位分为萨Ⅰ11～萨Ⅰ4+53、萨Ⅱ2-4上和萨Ⅱ13+141、2、葡Ⅱ1-32～106、高Ⅰ1～101四段，共36个小层。全井射开砂岩厚度35.3m，有效厚度11.6m，地层系数3.326μm2.m，原始地层压力11.67Mpa。于1994年4月投产，采用φ57泵生产，机型为CYJ10-5-53-HB，冲程为，冲次为，投产初期日产液40t，日产油20t，含水50.0%。

2.问题的提出

2018年底在对全矿二次加密井生产情况调查中，发现9-X3212井在十几年的开发过程中，生产状况平稳未上过任何增产措施。近几年生产数据对比资料表明该井产液量与全区二次加密井平均产液量基本一致，但含水始终低于全矿二次加密井平均含水1.5%左右，低于全矿综合含水3%左右。

从井位关系上看，9-X3212井地处51#和53#两个大断层之间。断层资料表明，51#和53#两个断层均断至地下1200米以下，已大于喇嘛甸油田油层深度，这说明9-X3212地处断层封闭区，注入井点只有断层区内西部的8-321和8-3216两口井（图2）。根据射孔资料可知8-321井对应9-X3212注入萨Ⅰ和萨Ⅱ组油层，8-3216井对应9-X3212注入葡Ⅱ组油层和高Ⅰ组油层。

3.潜力分析

根据井组油层发育状况结合注采关系，以精细地质解剖资料、聚驱井测井解释资料为基础，在平面和剖面上对9-X3212井逐层进行了油水井连通状况、油层动用状况及压裂潜力分析。

喇9-X3212井射孔层位分为萨Ⅰ11～萨Ⅰ4+53、萨Ⅱ2-4上和萨Ⅱ13+141、2、葡Ⅱ1-32～106、高Ⅰ1～101四段。小层射孔数据分类表显示：该井共有38个射孔层位，其中表外储层26个，占总层数的68.4%，共射开砂岩厚度17.7m;有效厚度小于1m的油层有10个，占总层数的26.3%，射开砂岩厚度9.6m，有效厚度4.1m;有效厚度大于1m的2个，占总层数的5.2%，射开砂岩厚度8m，有效厚度7.5m。

从小层分类表可以判断该井整体表现为多段发育的大面积表外储层和非主体席状砂的低渗透薄差油层。具体各组油层分析如下：

3.1萨Ⅰ组

9-X3212井在萨Ⅰ组射开了萨Ⅰ11～萨Ⅰ4+53共8个小层，射开砂岩厚度6.3m，有效厚度3.2m。沉积相带图表明该组油层以主体席状砂发育为主，油层发育较好;注入井发育为表外储层，油水井连通较差，油层内部应存在剩余油。但射孔资料表明2口注入井对应层段均未射孔，即该组油层有采无注，压裂后无法进行能量补给，因此建议对该油层组不进行压裂。

（2）葡Ⅱ组

9-X3212井在葡Ⅱ组射开了葡Ⅱ1-32～106共15个小层，射开砂岩厚度12.6m，有效厚度2.2m。根据射孔关系9-X3212井动用程度受8-3216井影响。沉积相带图表明该组油层发育层以薄层席状砂和表外储层为主。附近聚驱井测井资料显示该层水淹级别很低，中低水淹间还有未水淹部位。对应注入井8-3216井在该段油层内不是位于尖灭区就是位于砂体变差部位，造成油水井之间连通很差，使该组油层在开发过程中只能靠自身弹性能力生产，因而存在剩余油

（3）高Ⅰ组

小层射孔数据表明9-X3212井在高Ⅰ组射开了高Ⅰ1～101共12个小层，射开砂岩厚度9.1m。根据射孔关系9-X3212井动用程度受8-3216井影响。沉积相带图表明9-X3212和8-3216井发育大多为成片发育的表外储层，油层发育很差，油水井连通不好。从8-3216的历年吸水剖面资料来看，该层吸水比例最大时也只占全井的4.81%，油层动用状况很差，存在剩余油。由此建议对该组油层进行全段多裂缝压裂，尽可能提高油水井间的渗流能力，改善9-X3212井的油层动用状况

4、方案编制

上述分析表明9-X3212井各油层内部均存在剩余油，具有压裂潜力。除萨Ⅱ2-4油层底部存在高渗层外，其它层段均是表外储层或非主体席状砂发育为主的低渗透薄差油层，因此9-X3212井压裂方案编制为：萨Ⅱ2-4上油层采用选择性多裂缝压裂，投蜡球封堵3m厚油层的同时加大砂量，葡Ⅱ7-91～106和高Ⅰ2+31～101油层均采用选择性多裂缝压裂。

动态资料表明9-X3212井属于低流压、低液面生产井。为防止措施后能量供给不足影响压裂效果，在9-X3212井压裂前后需调整注水方案，进行措施前培养和措施后保护。为保证注入方案调整合理有效，对注入井的注入状况进行了分析。

（1）8-321井注入状况

2018年10月，8-321井注入压力13.4MPa，全井配注350m3，实注341m3，分为6个层段注入。分层测试资料表明该井各层段均能完成配注水量，注水状况良好，因9-X3212井的萨Ⅱ2-4油层渗透率级差大，为防止上调配注加剧层内矛盾决定对8-321井不进行压前水量调整

（2）井位关系表明，9-X3212井区受断层影响，采出井点多，注入井点少，考虑该井区井网关系错综复杂的因素，决定依据油井压裂后产液、含水的动态变化，对注入井采取细分重组注入层段的方法调整个小层的配注量，来达到措施后保护的目的。

5、方案实施效果

2018年11月，8-3216井执行酸化方案。酸化后，该井注入压力由14.9MPa降至14.0MPa，分层测试资料表明，葡Ⅱ101～高Ⅰ2+3段注水量由0提高到26m3，高Ⅰ101～Ⅰ18段注水量由8 m3提高到14m3。全井增注32 m3。因注采井踞较长，油井流压、液面反映预计要超过3个月。

但是还没从看到油井看到地层增注的动态反映，9-X3212井生产泵况出现问题。以经济效益最大化为出发点，决定抓住此次检泵时机进行油井压裂。2019年3月，對9-X3212井及时实施压裂。压裂初期日产液145t，日产油19t，含水86.7%，流压5.93MPa，液面309m，与压裂前相比日增液115t，日增油15t，含水基本保持不变，压裂增油效果显著。

参考文献：

[1] 赵云飞，姚再学，陶明，等. 喇嘛甸油田二〇〇年年开发年报[J]. 2019，15（4）.

[2] 巢华庆，廖炎光，万新德，等.大庆油田稳油控水实例选编[J].石油工业出版社，1993.10

作者简介：

冯涵麟（1990-）女，籍贯辽宁省昌图市，2013年毕业于哈尔滨商业大学，现在第一油矿喇1-2联合站.