熊雪

中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠(黑龍江大慶 163513)

0 引言

W 油田自20 世紀(jì)60 年代投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，經(jīng)歷了40余年的連續(xù)高效開(kāi)發(fā)，2004年已經(jīng)進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)階段[1-2]。其中，Y開(kāi)發(fā)區(qū)層系內(nèi)井網(wǎng)多、開(kāi)采對(duì)象相對(duì)復(fù)雜、水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果日益變差，開(kāi)采對(duì)象逐漸由河道砂等高滲透層向薄層砂和表外儲(chǔ)層等薄差層轉(zhuǎn)變[3-4]。為改善區(qū)塊內(nèi)油水井注采關(guān)系，提高薄差層的動(dòng)用程度，先后開(kāi)展了二次加密調(diào)整和三次加密調(diào)整[5]，但是薄差層的動(dòng)用厚度依然較低，縱向上厚油層與薄差油層相間分布，層間差異大，滲透率變異系數(shù)高，層間干擾嚴(yán)重[6]。為改善薄差層的滲流特性，限流法壓裂技術(shù)在二三次加密油井得到廣泛應(yīng)用，但低滲透油藏砂體發(fā)育差、薄互層多、孔隙度低、滲透率低、非均質(zhì)性強(qiáng)，傳統(tǒng)限流法完井壓裂[7-8]，單井施工規(guī)模低，卡段較粗，面對(duì)縫間干擾和難壓層的影響，無(wú)法實(shí)現(xiàn)低滲透油藏開(kāi)發(fā)井組的有效經(jīng)濟(jì)動(dòng)用[9]。大慶油田先后開(kāi)展對(duì)應(yīng)精細(xì)控制壓裂技術(shù)攻關(guān)，實(shí)現(xiàn)了薄差層的有效動(dòng)用[10-11]。

由于前期缺乏成熟高效的壓裂工藝，壓裂改造程度低、剩余油相對(duì)富集，在老油田開(kāi)發(fā)后期選井、選層難度越來(lái)越大的情況下，套損井的壓裂改造成為油井措施增產(chǎn)挖潛的研究熱點(diǎn)。以W 油田為例，套損井超過(guò)10 000 口，其中套損部位在油層以上比例達(dá)60% 以上，井筒局部縮徑尺寸已降低至Φ100 mm，壓裂工藝管柱外徑既要通過(guò)套變點(diǎn)，又要在油層段壓裂改造時(shí)達(dá)到常規(guī)工藝管柱性能[12]。通過(guò)油藏和采油工程一體化方案設(shè)計(jì)，縱向上薄差層精細(xì)分層，研發(fā)套損井高效壓裂工藝管柱，實(shí)現(xiàn)套損井組的精準(zhǔn)改造和有效挖潛。

1 套損井組精準(zhǔn)治理技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

針對(duì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)三次加密后砂體發(fā)育差、注采不完善、限流法壓裂效果差、套損井壓裂挖潛難度大等問(wèn)題，通過(guò)對(duì)措施層段精分細(xì)卡，在縱向上將壓裂對(duì)象由常規(guī)卡段內(nèi)多小層籠統(tǒng)小規(guī)模壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)閱涡泳珳?zhǔn)大規(guī)模壓裂，實(shí)現(xiàn)目的層精準(zhǔn)改造及有效動(dòng)用。同時(shí)，完善形成了套損井雙封單卡精控壓裂工藝，單趟管柱壓裂段數(shù)由4段升至9段，單層加砂量由80 m3升至200 m3，滿足了修復(fù)后井徑100 mm以上井壓裂需求。工藝管柱變徑點(diǎn)以下工具外徑均為95 mm，滿足井徑100 mm 以上套損井多段壓裂要求，主要包括小直徑油管防噴閥、安全接頭、水力錨、小直徑封隔器、小直徑導(dǎo)壓噴砂器和導(dǎo)向死堵，如圖1所示。

圖1 套損井壓裂管柱示意圖

1.2 壓裂選井選層原則

1）選擇注水強(qiáng)度低或套損修復(fù)后井徑100 mm以上注水井。

2）選擇動(dòng)用差、產(chǎn)液強(qiáng)度低、位置相對(duì)集中、未套損或套損修復(fù)后井徑100 mm 以上油井。

3）油水井形成對(duì)應(yīng)關(guān)系。

4）壓裂油井周?chē)辽儆袃蓚€(gè)供水方向。

5）動(dòng)用較差或未動(dòng)用的表外薄差層為主要壓裂對(duì)象。

6）動(dòng)用好或連通差的層不壓裂。

1.3 不同砂體加砂原則

根據(jù)砂體發(fā)育特點(diǎn)，同時(shí)結(jié)合油層動(dòng)用情況和采出液含水級(jí)別，個(gè)性化設(shè)計(jì)不同砂體的加砂規(guī)模，對(duì)于含水率＞92%、動(dòng)用比例＞30%的主體薄層砂不壓裂，對(duì)于含水率≤92%動(dòng)用程度低的非主體薄層砂，控制壓裂規(guī)模，對(duì)于含水率≤90%、動(dòng)用比例≤15%的表外儲(chǔ)層，加大壓裂規(guī)模（表1）。

表1 不同砂體加砂規(guī)模設(shè)計(jì)表

2 精細(xì)控制壓裂方案優(yōu)化設(shè)計(jì)

在W油田X開(kāi)發(fā)區(qū)優(yōu)選一個(gè)井組（A井組）作為典型井組開(kāi)展試驗(yàn)，以下將對(duì)油水井精準(zhǔn)治理方案作詳細(xì)介紹。

2.1 井組概況

W油田Y開(kāi)發(fā)區(qū)A井組包括水井A、油井B、油井C、油井D，為三次加密井，主要開(kāi)采對(duì)象為SⅢ和QⅠ非表內(nèi)、表外層，線狀布井，平均射開(kāi)小層數(shù)22個(gè)、射開(kāi)砂巖厚度和有效厚度分別為15.4、2.2 m。水井A投注兩年后全井不吸水，周?chē)? 口油井平均日產(chǎn)液量4.6 t，平均日產(chǎn)油量0.7 t，產(chǎn)液強(qiáng)度為1.04 t/（d·m），均為低產(chǎn)低效井。其中油井A和油井D套損部位修復(fù)后套管井徑分別為106 mm和104 mm。

2.2 試驗(yàn)井潛力分析

2.2.1 表外儲(chǔ)層動(dòng)用程度低

對(duì)水井A 周?chē)B通井射孔和動(dòng)用情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果見(jiàn)表2。其中，主體薄層砂為有效厚度級(jí)別[0.5,1.0）的油層，非主體薄層砂為有效厚度級(jí)別[0,0.5）的油層，表外儲(chǔ)層為只發(fā)育砂巖厚度，有效厚度為0 的油層。由表2 可知，油層中主體薄層砂動(dòng)用程度最好，動(dòng)用層數(shù)、動(dòng)用砂巖厚度、動(dòng)用有效比例分別為87.5%、87.8%、71.7%，非主體薄層砂得到部分動(dòng)用，動(dòng)用層數(shù)、動(dòng)用砂巖厚度、動(dòng)用有效比例分別為51.4%、63.8%、65.6%，表外儲(chǔ)層射孔層數(shù)比例最高，達(dá)67%，但動(dòng)用程度最差，動(dòng)用層數(shù)、動(dòng)用砂巖厚度比例分別為27.8%、34.9%，這表明A 井組非主體薄層砂和表外儲(chǔ)層仍有較大潛力。

表2 A井組連通動(dòng)用情況統(tǒng)計(jì)表

進(jìn)一步分析A 井組試驗(yàn)前油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，見(jiàn)表3，油井B、油井C和油井D平均產(chǎn)液量、產(chǎn)油量分別為4.6、0.7 t/d，含水率為88.92%，與同井網(wǎng)周邊臨井相比，產(chǎn)液強(qiáng)度較低，含水率偏高，累計(jì)產(chǎn)油量為909 t，僅為同井網(wǎng)周邊臨井累計(jì)產(chǎn)量的23.5%，存在較大的剩余油潛力。

表3 A井組油井與同井網(wǎng)臨近油井動(dòng)用情況對(duì)比

2.2.2 注采兩端均不受效

水井A射開(kāi)小層21個(gè)，投注初期吸水比例數(shù)據(jù)顯示，主體薄層砂、非主體薄層砂和表外儲(chǔ)層動(dòng)用比例分別為50%、25%和13.3%，投注30 個(gè)月，全井不吸水。油井端油井B 和油井C 日產(chǎn)油量分別為0.5 t、0.6 t，為低產(chǎn)低效井，油井端受效不明顯。

水井A 周?chē)B通油井C 開(kāi)展壓力恢復(fù)曲線測(cè)試，雙對(duì)數(shù)擬合分析圖如圖2 所示，橫坐標(biāo)TD/CD為無(wú)因次時(shí)間比無(wú)因次井筒儲(chǔ)集系數(shù)，縱坐標(biāo)PD、P'D分別為無(wú)因次壓力和無(wú)因次壓力導(dǎo)數(shù)。由表4 可知，試井模型為均質(zhì)地層+無(wú)限大，測(cè)試結(jié)果表明，該井油藏滲透率為0.029 6 μm2，表皮系數(shù)為9.62，油井C井底存在污染需要解除。其中無(wú)因次時(shí)間為：

表4 油井C壓裂前試井恢復(fù)壓力曲線解釋結(jié)果

圖2 油井C壓裂前試井曲線

無(wú)因次井筒儲(chǔ)集系數(shù)為：

式中：r為徑向距離，m；rw為井筒半徑，m；h為油層厚度，m；P(r,t)為距井rm處在t時(shí)刻的地層壓力，Pa；Pi為原始地層壓力，Pa；B為原油體積系數(shù)，m3/m3；k為地層滲透率，D；?為儲(chǔ)層孔隙度；μ為地層流體黏度，mPa·s；qsc為井在地面標(biāo)準(zhǔn)條件下的產(chǎn)量，m3/s。

2.2.3 薄差層滲流阻力大，常規(guī)壓裂未有效動(dòng)用

Y區(qū)三次加密油井平均井距為232 m，根據(jù)不同油層滲透率與極限技術(shù)井距的關(guān)系[13]，薄差層（滲透率0.007 μm2）極限技術(shù)井距為180 m，而常規(guī)限流法壓裂單縫加砂量小于1.5 m3，生成裂縫長(zhǎng)僅為10～15 m[14]，無(wú)法實(shí)現(xiàn)薄差層的有效動(dòng)用。A 井組采用限流法壓裂完井，壓裂砂巖厚度12.3 m，有效厚度2.3 m，初期產(chǎn)液量7.7 t/d，日產(chǎn)油1.3 t，產(chǎn)液強(qiáng)度0.63 t/(d·m)，壓裂效果差。

2.3 優(yōu)化層段組合

在壓裂層位優(yōu)選上，優(yōu)選油水井具有良好砂體對(duì)應(yīng)關(guān)系且動(dòng)用狀況較差或不動(dòng)用的層作為目的層，在卡段優(yōu)化上充分考慮射孔、砂體對(duì)應(yīng)、動(dòng)用程度、難壓層、縫間干擾等因素，盡可能做到細(xì)分單卡，具體原則是：難壓層單卡、壓前擠酸，單卡段孔數(shù)大于2個(gè)，隔層厚度大于1m。最終井組平均單井細(xì)分11個(gè)卡段，卡段小層數(shù)平均1.8個(gè)，孔數(shù)2.2個(gè)，實(shí)現(xiàn)單砂體精細(xì)細(xì)分改造。中心水井A 共壓裂12個(gè)卡段21 個(gè)小層，與油井B 有16 個(gè)對(duì)應(yīng)壓裂層位，與油井C共有13個(gè)對(duì)應(yīng)壓裂層位，與油井D共有14個(gè)對(duì)應(yīng)壓裂層位。

2.4 施工參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 裂縫穿透比優(yōu)選

結(jié)合油藏發(fā)育特性、井距和井網(wǎng)條件，建立裂縫模型[15]，計(jì)算不同井網(wǎng)和井距條件、不同導(dǎo)流能力下穿透比對(duì)油井采出程度的關(guān)系曲線，得到薄差層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版。根據(jù)薄差儲(chǔ)層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版（圖3），充分考慮水驅(qū)效果及控制油井含水，設(shè)計(jì)水井穿透比控制在10%～15%，油井穿透比控制在15%～20%，油水井最長(zhǎng)可間接縮小79 m 井距，可使油水井建立有效驅(qū)替壓差，實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。

圖3 薄差層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版

2.4.2 加砂量?jī)?yōu)化

根據(jù)油井層位發(fā)育情況、動(dòng)用情況和設(shè)計(jì)穿透比參數(shù)開(kāi)展個(gè)性化的壓裂規(guī)模設(shè)計(jì)，對(duì)于含水率＜92%，動(dòng)用比例低于15%的主體薄層砂，單個(gè)卡段加砂量控制在10～20 m3，對(duì)于含水率＜92%或者動(dòng)用比例≤15%的非主體薄層砂和表外儲(chǔ)層油層，加大單卡段的加砂規(guī)模，保證單孔排量高于1.0 m3/min，加砂量30～40 m3。

如表5 所示，A 井組平均壓裂砂巖厚度11.4 m，有效厚度2.0 m，卡段數(shù)11個(gè)，卡段孔數(shù)2.6個(gè)，卡段小層數(shù)2.1個(gè)，卡段加砂量為22.1 m3，平均單井總加砂量205 m3，加砂規(guī)模是限流法壓裂的6倍，造縫長(zhǎng)度達(dá)到了39.9 m，保證了薄差層的有效經(jīng)濟(jì)動(dòng)用。

表5 A井組壓裂施工參數(shù)

2.5 周?chē)退涮渍{(diào)整

A 井組壓裂后，開(kāi)展了周?chē)退皶r(shí)的方案調(diào)整。對(duì)于注采關(guān)系不完善的方向，開(kāi)展二次加密水井補(bǔ)孔作業(yè)，射開(kāi)QⅠ薄差層，縮小注采井距，完善注采關(guān)系，為壓裂油井補(bǔ)充或增加供水方向；開(kāi)展水井細(xì)分調(diào)整，加強(qiáng)薄差層位注水，對(duì)于發(fā)育較好的主體薄層砂采用周期控制注水的方式；對(duì)于吸水能力變差的水井，及時(shí)采用酸化措施，提高注入量。措施油井及時(shí)換大泵和調(diào)大參數(shù)，及時(shí)釋放地層能量，增大產(chǎn)量。油水井及時(shí)方案調(diào)整有助于保障壓裂效果，延長(zhǎng)壓裂有效期。

3 壓裂效果分析

3.1 增產(chǎn)增注效果

A 井組精細(xì)控制壓裂后取得較好試驗(yàn)效果（表6），其中水井壓后及時(shí)細(xì)分，根據(jù)對(duì)應(yīng)壓裂層位，由壓前3個(gè)注水層段，細(xì)分至7個(gè)，初期日增注56 m3，3口油井壓后初期平均單井日增液29.5 t，日增油6.8 t，增液強(qiáng)度為8.1 t/（d·m），達(dá)到了同區(qū)塊常規(guī)壓裂的3.5倍，取得了很好的增注增油效果。

表6 A井組精細(xì)控制壓裂效果對(duì)比

3.2 油層動(dòng)用厚度

如表7 所示，低滲透層動(dòng)用程度得到較大幅度提高，其中水井由壓前全井不動(dòng)用，目前全井層數(shù)動(dòng)用比例、砂巖厚度動(dòng)用比例和有效厚度動(dòng)用比例與投注初期相比，分別提高了42.9%、53.1%、56.0%。井D 全井共壓裂16 個(gè)小層，壓后13 個(gè)小層得到動(dòng)用，全井12 個(gè)表外儲(chǔ)層，精準(zhǔn)綜合治理后全部均得到動(dòng)用，層數(shù)動(dòng)用比例、砂巖動(dòng)用比例和有效動(dòng)用比例分別提高了40.1%、25%、22.8%。

表7 A井組油層動(dòng)用情況統(tǒng)計(jì)表

3.3 油層表皮系數(shù)

由油井C 壓裂前后的壓力雙對(duì)數(shù)曲線（圖2 和圖4）可以看出，試壓裂前雙對(duì)數(shù)曲線上的拐點(diǎn)明顯下移，關(guān)井時(shí)間由壓裂前94 h減少為壓裂后72 h，滲透率由壓裂前的0.029 6 μm2上升到0.124 3 μm2，流動(dòng)系數(shù)由0.027 5 μm2·m/(mPa·s)增加到0.121 4 μm2·m/(mPa·s)，表皮系數(shù)由9.62下降為-0.73，地層壓力由10.37 MPa 上升到11.27 MPa，地層能量得到了及時(shí)補(bǔ)充，壓裂效果明顯。

圖4 油井C壓裂后試井曲線

3.4 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

依據(jù)公式（5）對(duì)A 井組壓裂經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行計(jì)算[16]，該井組精細(xì)控制壓裂總費(fèi)用為560萬(wàn)元，階段有效期超過(guò)4年，目前單井產(chǎn)油量仍高于壓裂前，階段內(nèi)累計(jì)增油量達(dá)9 620 t，創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益為1 362.2萬(wàn)元，投入產(chǎn)出比為1∶3.4。精細(xì)控制壓裂累計(jì)增油量和經(jīng)濟(jì)效益均遠(yuǎn)高于普通壓裂，且投入產(chǎn)出比更高。

式中：D為累計(jì)增油量，9 620 t；M為原油價(jià)格，3 405.34元/t；C為噸油操作成本，888.70元/t；T為稅率，25%。

4 結(jié)論

1）在傳統(tǒng)層位優(yōu)選卡段優(yōu)化、裂縫參數(shù)優(yōu)化、加大加砂規(guī)?；A(chǔ)上，完善了套損井雙封單卡精細(xì)控制壓裂工藝，單趟管柱壓裂段數(shù)由4段升至9段，單層加砂量由80 m3升至200 m3，滿足了修復(fù)后井徑100 mm以上低產(chǎn)油井的有效動(dòng)用壓裂需求。

2）A 井組精控壓裂治理后，水井端動(dòng)用比例增加42.9%，砂巖厚度動(dòng)用比例增加45%；油井端初期日增液32.5 t，日增油8.2 t，增液強(qiáng)度為同區(qū)塊常規(guī)井的3.5倍，井組投入產(chǎn)出比為1∶3.4，累計(jì)產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益1 362.2萬(wàn)元，實(shí)現(xiàn)了套損井組的增產(chǎn)改造挖潛。

3）油井采取壓裂措施后，對(duì)周?chē)B通水井開(kāi)展補(bǔ)孔、酸化等措施和細(xì)分等方案調(diào)整，這些是延長(zhǎng)壓裂有效期的必要手段。