渤海J油田高含水后期压裂井选井选层研究及应用

闫建丽，颜冠山，谷志猛，别梦君，张振杰

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

渤海J 油田经历了长期的水驱、聚驱开发，目前已进入高含水、高采出程度开发阶段，单井含水普遍高于90%。受储层非均质性、层间差异、驱替差异性等多种因素综合影响，剩余油分布越来越复杂，常规的开发调整增油措施效果越来越弱。受海洋环境和平台空间限制，长期以来大型压裂技术在海上平台难以实施，目前压裂增产措施开始逐步在海上油藏中应用[1-3]。然而，随着油藏进入高含水后期，往往在地下已经形成了较为复杂的高水淹通道，压裂措施实施时则需要尽量避免与这类通道沟通，否则极易造成压裂后油井含水的快速上升，严重影响压裂增产效果[4-6]。为了充分挖掘油田潜力，提高压裂措施效果，在高含水后期不仅需要全面了解油水井的生产动态变化，更需要精细研究剩余油分布及储层改造潜力[7-9]。立足于海上油田矿场实际，首先利用改进后的无因次产液指数评价油井产液能力，分析聚驱后油井合理产液变化规律，对比单井无因次产液指数下降幅度，进而选择亟需治理的油井；再充分应用精细地质研究成果和数值模拟技术，评价各小层储层改造、挖潜潜力，同时特别加强高含水后期驱替倍数量化表征和评价；最后建立适合油田压裂措施的合理选井、选层量化依据，有效指导了油田高含水后期挖潜，提高了压裂措施成功率，获得了良好的经济效益。

1 压裂井选井、选层研究

1.1 单井产液变化特征

大量的聚合物驱替矿场试验表明，在注聚开发油田中后期会普遍出现油井产液能力下降[10-13]，但由于油田类型、驱替强度、下降幅度不同，同一油田的不同井亦有差异。渤海J 油田在长期的聚驱开发过程中，大量的油井出现了不同程度的产液下降，严重影响了油田开发效果。加强聚驱阶段油井的合理产液能力变化规律，可以为矿场产液下降异常油井的原因分析及后续工艺措施提供理论依据。

无因次产液指数是表征油井产液能力的重要参数，是评价不同含水率时油井产液能力的指标之一。常规水驱的无因次产液指数计算公式如下：

式中：qo为油相流量，m3/d；qw为水相流量，m3/d；Q0为初始产量，m3/d；kro(Sw)为含水饱和度Sw下的油相相对渗透率；krw(Sw)为含水饱和度Sw下的水相相对渗透率；kro(Swc)为油相最大相对渗透率；μo为油相黏度，mPa·s；μw为水相黏度，mPa·s。

对于水驱阶段，将油和水看成一种混合物，油水的相对流度合并为：

以油水相的相对渗透率为权重的混合加权平均黏度被称为视黏度λr-1，对λr-1在0～L 范围内进行积分，水驱阶段无因次产液指数[14]：

式中：L为注水端与采出端的距离，m。

对于聚驱阶段，将地层中油水视黏度、聚合物驱阶段的总的视黏度采用注入聚合物体积数进行加权平均，可得到聚合物驱阶段的视黏度[15]：

式中：μp为聚合物溶液地下工作黏度，mPa·s；Vp为聚合物注入孔隙体积倍数。

因此，聚驱阶段的无因次产液指数的计算公式为：

利用上述积分的方法，计算J油田聚驱阶段无因次产液指数变化特征曲线如图1a 所示。水驱阶段时，随着含水率的不断上升，相应的无因次产液指数持续上升；聚驱阶段时，注聚前缘波及到后，由于聚合物黏度大于油水混合液的黏度，油藏渗流阻力增加，相应的无因次产液指数缓慢下降，而后随着含水率的逐步上升，无因次产液指数增加的幅度逐渐加快。J油田注聚生产后，实际正常生产井在无因次产液指数曲线上生产特征如图1b所示，表现形态、趋势与理论曲线较一致，说明按照上述积分方法来计算无因次产液指数较符合油藏开发实际。

图1 渤海J油田无因次产液指数变化典型曲线Fig.1 Dimensionless fluid productivity index curve for Bohai J Oil Field

以生产实际无因次产液指数与聚驱无因次产液指数理论曲线进行对比，总结油田单井产液指数变化规律及分类，判断聚驱阶段油井产液下降幅度是否合理。通过对J 油田单井生产动态规律及聚驱后无因次产液指数变化情况进行统计分析，将其分为3类。

一类井：生产井无因次产液指数较理论曲线的下降幅度小于10%，认为受地层非均质性的影响，单井产液指数与理论计算略有差异，基本符合聚驱后产液变化规律，为油田的典型生产井，占油井总数的63%。

二类井：生产井无因次产液指数较理论曲线的下降幅度为10%～20%，认为储层可能存在一定污染，占油井总数的22%，在密切关注无因次产液指数变化的同时，可以考虑尝试采用常规酸化解堵措施。

三类井：生产井无因次产液指数较理论曲线的下降幅度超过30%，与规律认识偏离较大，地层聚合物污染堵塞严重，各类解堵措施，均无法解除堵塞问题，占油井总数的15%。如表1中W9-6、E1-2、E2-3和E2-7井无因次产液指数下降幅度都超过30%，其中W9-6、E1-2井曾多次尝试解堵措施，均无效。推荐考虑实施压裂措施来改善产液水平。

表1 渤海J油田单井无因次产液指数评价Table 1 Dimensionless fluid productivity index evaluation for Bohai J Oil Field

1.2 储层精细研究与优势渗流通道识别

海上J 油田层间、层内及平面上的非均质性严重，早期采用统注统采的开发方式，使得油田油水运动复杂，平面、纵向注采不均衡。造成了平面、纵向剩余油差异大的同时，更是形成了高渗大孔道。为了提高压裂措施的有效性和剩余油挖潜的效果，压裂井层位的选择往往在平面和纵向上需要避开优势渗流通道一定距离。

海上J 油田沉积单元的主要沉积微相类型为水下分流河道、河口坝、席状砂、远砂坝侧缘。水下分流河道一般较窄，延伸距离短；河口坝微相发育，分布范围广，主力小层连片发育；远砂坝微相偶有发育，且分布局限；席状砂微相发育，砂体薄，分布广。

地下油水运动规律研究表明，大孔道往往形成于渗透率高、平面差异大的层，而这往往与沉积微相具有相关性[16-18]。Ⅰ-3-2小层为例，该层主要以河口坝和水下分流河道为主，平面上水下分流河道容易形成优势渗流通道，后期调整井E2-7钻遇的水淹情况证实了该观点，如图2所示，E2-2井、E3-4井同处一个河道，E2-7井处于两井之间的河口坝，顺着水下分流河道E2-2 井对E3-4 井形成窜流通道，E2-7 井未水淹。

图2 沉积微相分布特征（Ⅰ-3-2小层）Fig.2 Sedimentary characteristics of microfacies（LayerⅠ-3-2）

为了确保压裂井的措施效果，压裂井层位的选择要避开水下分流河道优势渗流通道。以E2-3 井Ⅰ-3-2和Ⅱ-2-1小层沉积微相为例，沉积微相及渗透率分布如图3、图4 所示。对比沉积相图，可以看出，E2-3井Ⅰ-3-2小层是水下分流河道砂，窄条状分布，该井点有效厚度5.0 m，注水井E2-2亦处于水下分流河道砂，物性较好，且E2-2与E2-3方向与沉积物源方向保持一致，更有可能发育大孔道或者高渗条带。相比较而言，Ⅱ-2-1小层上，E2-2与E2-3两井之间是河口坝相，存在沉积相和沉积物性的变化，不利于形成优势渗流通道。为了避开井E2-2与井E2-3之间水窜，E2-3井不选择Ⅰ-3-2小层实施压裂。

图3 沉积微相分布特征Fig.3 Sedimentary characteristics of microfacies

图4 渤海J油田E2-2、E2-3井渗透率分布Fig.4 Permeability distribution for Well-E2-2 and Well-E2-3 of Bohai J Oil Field

在精细地质研究成果的基础上，深入研究目标井区精细储层、沉积相带图，并结合单砂层注采关系，进一步进行压裂选层研究。窄条状分布的水下分流河道砂，由于储层物性较好，易于形成优势渗流通道，一般不作为压裂层位；分布范围广、连片发育的主体河口坝，且周围注水井注水状况较好，可选为压裂层位；非主体薄层砂由于受层间干扰影响，动用程度较差，压裂增油潜力较大，但若注采连通性差，储层物质基础较小，这类油层目前不作为渤海J油田压裂的主要对象。

1.3 剩余油定量刻画

为精细描述目标井区各单砂体驱替状况和剩余油富集程度，借助数值模拟软件强大的数值计算功能，计算各网格的驱替倍数和剩余油储量，通过网格的叠加得到目标井区各单砂体驱替程度和剩余油潜力的大小[19-21]。运用tNavigator 软件得到不同油藏位置的驱替倍数，以W6-4（注水井）与W6-5（采油井）典型井组为例，各网格驱替倍数与采出程度关系如图5 所示，并进行驱替倍数分级评价，见表2。当驱替倍数小于5时，采出程度增幅达24%～35%，压裂增油潜力最大；当驱替倍数大于20 时，属高耗水，甚至是无效注水，其主要分布在储层物性较好、大孔道及累积产油量和累积注水量较高的油水井附近，压裂增产开发经济效益极差。因此将驱替倍数小于5时界定为J油田高含水后期压裂选层的标准。

图5 数值模拟模型中不同网格驱替倍数与采出程度关系Fig.5 Relation between displacement multiple and recovery degree of different grids in numerical model

表2 渤海J油田驱替倍数分级评价结果Table 2 Displacement multiple distribution evaluation for Bohai J Oil Field

以E1-2 井为例，各单砂体的驱替状况、剩余油分布如图6所示。该井Ⅱ、Ⅲ油组驱替倍数0.5～4.5，为弱驱替区，且剩余地质储量较大，综合考虑后，推荐该井压裂Ⅱ、Ⅲ油组。

图6 渤海J油田E1-2井区各单砂体驱替状况及剩余油分布Fig.6 Distribution of remaining reserves of each layer for E1-2 area of Bohai J Oil Field

综合上述研究成果，为进一步提高油井压裂选层的可操作性，研究了不同类型砂体压裂选层的量化依据，见表3。在具体的压裂选井选层过程中，必须结合油田的实际情况具体分析，综合考虑选井选层原则，才能保证压裂初期增油效果及较长的有效期。

表3 渤海J油田高含水后期油井压裂选层依据Table 3 Standard for selecting fracturing layer for Bohai J Oil Field

2 应用效果

针对渤海J 油田单井无因次产液指数下降幅度超过30%的三类井，加强对各井各小层的优势渗流通道识别及剩余油潜力分析，根据上述高含水后期油井压裂选层依据，2020年在渤海J油田优选并实施了4 口压裂先导试验井，压裂措施实施后整体上单井平均日增油26.7 t，含水率与措施前基本一致，见表4。从单井无因次产液指数理论与实际曲线对比来看，压裂后各井无因次产液指数大幅提高至理论水平附近，见图7。实践表明，渤海J油田进入高含水后期开发后，在剩余油高度分散、挖潜难度越来越大的情况下，应用上述压裂定量化选井选层方法，结合配套的过筛管压裂技术，对改善高含水后期的开发效果，实现油田的高效开发，具有重要的指导意义。

表4 渤海J油田2020年油井压裂措施效果Table 4 Results of fracturing in 2020 for Bohai J Oil Field

3 结论

1）采用视黏度概念，计算聚驱阶段无因次产液指数的方法较符合矿场应用,可依此对聚驱油田单井产液能力进行评价，指导生产异常井的分析与压裂选井。

2）研究了高含水后期油藏驱替倍数与采出程度关系，对各层进行了驱替倍数分类评价，量化了各层的剩余油潜力，为高含水油田后期压裂选层提供了依据。

3）针对无因次产液指数下降幅度大于30%的油井，在充分应用精细地质油藏研究成果的基础上，建立了海上J 油田高含水后期油井压裂选层量化依据。矿场应用的高含水先导试验井压裂取得了较好的增油效果。高含水后期压裂作业的选井、选层方法可为类似油田低效井治理提供借鉴。