宋旭東（大慶油田有限責任公司第八采油廠）

外圍油田P 油層，油田綜合含水逐漸上升，部分井含水較高或全井出水。油田產(chǎn)量遞減幅度加大。按照低含水時期的壓裂選井選層標準，不僅選井選層難度增加，而且措施效果也逐漸變差，因此，有必要將措施挖潛對象逐步轉向中高含水井(層)，探索油田措施挖潛新途徑[1-3]。

1 高含水井(層)壓裂依據(jù)

1.1 高含水井(層)壓裂的數(shù)值模型及結果分析

假定條件及模型的建立: 假定上部油層水淹，根據(jù)P 油層的特點建立地質(zhì)模型：分兩套上下油層[4-6]。

1）兩套油層滲透率不同而厚度相同，研究油層的地層壓力、滲透性、厚度對高含水井（層）壓裂效果的影響。數(shù)值模擬的結果表明：由于地層壓力和滲透率的不同，（在相同注水壓力下）上下油層生產(chǎn)狀況差異十分明顯。當油層滲透率比值在10.0～5.0，上下油層含水差異變大， 底部油層水淹面積較小，由于滲透性差，壓裂后生產(chǎn)難度很大，即使地層壓力較高， 壓裂后效果和效益較差；當上下油層滲透率比在5.0～1.5，地層壓力大于8.0 MPa 時，下部油層由于滲透性差，水淹面積小，壓裂年增油在500 t 以上，壓裂后效果較好；當兩套油層滲透率比值在1.5～1.0，上下油層含水差異小，下部油層水淹面積也大，地層壓力大于10.0 MPa，壓裂后累積增油量200 t左右，在最低臨界增油量附近，效果效益一般。

2）兩層間有夾層遮擋且無串層，壓裂效果隨著地層厚度的減小而逐漸變差。當厚度為0.5 m時， 無經(jīng)濟效益，數(shù)值模擬的年增油最高值并未達到最低臨界年增油量;當厚度為1.0 m 時，模擬的最高年增油量在200～400 t。從經(jīng)濟角度來看，油井壓前產(chǎn)液量為3.0～15.0 t/d，壓后含水小于70%時，其臨界年增油量的變化范圍為250～450 t?？梢?，油層厚度為1.0 m 時， 壓裂增產(chǎn)有一定的收益但存在風險。

1.2 尋找高含水層內(nèi)有利挖潛對象

外圍油田P 油層是一套沉積于姚家組一段的砂泥巖互層，其沉積相主要以三角洲內(nèi)、外前緣相和分流平原相為主。由于三角洲沉積體在沉積時期易形成幾期河流沉積體在縱向上相互疊加，從表面上看好象是同一時期沉積的產(chǎn)物，但通過電測曲線和周圍鄰井對比分析，就能識別出不同時期形成的沉積單元，進而可以通過細分沉積相研究，找出高含水層內(nèi)有利的措施挖潛對象[7-8]。

S 油田S1 井只發(fā)育一個PI3-41小層，與2 口注水井相連通。投產(chǎn)5 年后油井見水，含水上升速度較快，到第九年年底含水達到90%。該井區(qū)PI3-41層為三角洲分流平原相沉積，從測井曲線上看，S1井及周圍油水井的自然電位和電阻率、微電極曲線在PI3-41層內(nèi)均表現(xiàn)出明顯的分層特征。經(jīng)過比較分析，認為S1 井PI3 和PI41層是兩個不同時期沉積的產(chǎn)物，其間有一薄的泥巖夾層。因此，將原來看作是同一砂體的PI3-41層細分為兩個彼此獨立的砂體（PI3、PI41）分別研究。從電測資料解釋結果來看，PI3 層 滲 透 率 為140×10-3μm2，PI41 層 為60×10-3μm2，且PI3層表現(xiàn)出明顯的反韻律沉積特征，其上部滲透性要好于下部。因此，分析后認為，S1 井全井高含水主要是由于PI3 層上部水淹，而其下部及PI41層動用較差，仍為低含水。

利用數(shù)值模擬成果對該井進行模擬：滲透率比值為2.3，PI3層下部及PI41層厚度為1.4 m、地層壓力（模擬）為8.29 MPa，模擬年增油550 t，平均日增油為1.8 t。將S1井PI3-41層下部為挖潛對象。壓裂后初期日增油2.68 t，含水下降20.6 個百分點，到目前已累積增油557 t，平均日增油為2.18 t，增油效果較好[9]。

對沉積特征與S1 井相似的S2 井，進行了投球壓裂試驗，也取得了較好效果。證明了通過細分沉積相研究，在高含水層內(nèi)措施挖潛的技術是切實可行的，在外圍東部P油層具有較好的推廣價值。

1.3 尋找可壓裂層位

據(jù)F、S油田有連續(xù)產(chǎn)液剖面的20口井（110個小層）資料統(tǒng)計結果，產(chǎn)液量占全井產(chǎn)液量70%左右的主力層含水與非主力層含水存在差距，尤其全井含水在40%～60%和60%～80%這兩個區(qū)間，且非主力層產(chǎn)液量分別上升了14.6 t和22.4 t，而主力層產(chǎn)量只分別上升了9.4 t和5.2 t。另外，不出力層和非主力層層數(shù)占總層數(shù)的65%左右。

可見，大多數(shù)高（中）含水油井存在有待進一步解放產(chǎn)能的產(chǎn)層，且主力層與非主力層之間在含水上存在差異，這種差異在全井含水由40%增加到80%時表現(xiàn)最為明顯，非主力層產(chǎn)量增加較多，說明此階段正是非主力層受效階段。因此，高（中）含水井壓裂應抓住此階段找準高含水（水淹）層，才能保證壓裂效果[10]。

F1 井投產(chǎn)4 年后含水上升到72%。經(jīng)動態(tài)分析認為PI4 層水淹。該井的數(shù)值模擬結果也表明，PI4 層水淹后，其它幾個非主力小層動用程度差且含水低。該井的數(shù)值模擬結果表明，PI4 層含水為95%左右，其它5 個非主力小層動用程度差且含水低（為22%）。運用上面的數(shù)值模擬成果，有效厚度4.0 m，地層壓力為9.67 MPa（模擬），預計壓后可增油750 t、日增油平均為2.5 t左右。選擇F1井進行壓裂，壓裂層選為其它5個非主力層，效果較好。壓裂后該井累計增油648 t，平均日增油2.4 t/d（生產(chǎn)天數(shù)為265天）。

2 高含水井壓裂的效益分析

通過上述精細動態(tài)分析工作并借助數(shù)值模擬及沉積相研究手段，對S 油田和F 油田選定的4 口高含水井進行了壓裂改造，取得了比較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益。主要表現(xiàn)在：

1）改善了油田開發(fā)效果，實現(xiàn)了“增油降水”的目的。4 口高含水井壓裂效果統(tǒng)計見表1，其中F1 井壓裂效果最明顯，含水由壓前的72%降到壓后的28%,下降了44 個百分點。同時可得出應用數(shù)值模擬技術與壓裂井的實施效果符合程度為81.5%。

2）經(jīng)濟效益較好。對本次壓裂的4 口井中的3 口井進行了經(jīng)濟評價。按原油價格為980 元/t，商品率考慮為96.3%，平均增值稅率為13.5%，所得稅率33%，平均單井壓裂費用為17.7 萬元。4 口壓裂井目前累積增油1 959 t。其中年初壓裂的3 口井目前累積增油1 841 t，稅前財務凈現(xiàn)值總額達16.45 萬元。4 口井預計全年增油量為3 084 t，總成本費用150.23萬元，稅前財務凈現(xiàn)值51.71萬元，稅后財務凈現(xiàn)值24.86萬元，利稅總額達141.41萬元，凈利潤68.37萬元。

原油價格、年增油量及單井壓裂費用對稅后財務凈現(xiàn)值的敏感性進行了分析。得出當原油價格為784 元/t、年增油量為2 000 t 以上、單井壓裂費用25 萬元以下就可獲利，因此，本次高含水井壓裂是有抗風險能力的。

表1 4口高含水井壓裂效果統(tǒng)計

3 結論及認識

1）高含水油井壓裂用于解決層間矛盾是可行的。多數(shù)高含水油井存在有待進一步解放產(chǎn)能的非主力層，且主力層與非主力層之間在含水上存在差距。全井含水為40%～80%時，部分非主力層正處于注水受效旺盛期且含水不高（22.6%～48.7%），此時壓裂效果最好。

2）高（中）含水油井壓裂用于解決層內(nèi)矛盾是可行的。同一砂體（油層）縱向上的韻律性差異和平面上的層內(nèi)非均質(zhì)性，通過細分沉積相研究，可進一步證明這種差別。表現(xiàn)在油田開發(fā)上就是同一油層縱向上不同部位動用狀況不同和水淹狀況不同，可利用這種差別進行壓裂改造，改善開發(fā)效果。

3）高（中）含水油井壓裂，無論是針對同一油層的不同部位還是同一油井的不同油層，歸根結底是要解決動用狀況差的問題。依靠精細地質(zhì)研究與數(shù)值模擬技術相結合，對選定壓裂井（層）在產(chǎn)出狀況、剩余油分布、壓力分布及壓裂效果預測等方面進行研究，指導壓裂井層的選擇，對壓裂效果的預測具有科學而準確的量化概念。

4）應用數(shù)值模擬技術研究壓裂層厚度、滲透率和地層壓力對高含水井壓裂效果的影響所獲得的成果，較好地指導對壓裂井（層）的選擇，與壓裂井的實施效果基本符合程度為81.5%。