W油田套損井組精控壓裂治理技術研究與實踐

熊雪

中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠(黑龍江大慶 163513)

0 引言

W 油田自20 世紀60 年代投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了40余年的連續(xù)高效開發(fā)，2004年已經(jīng)進入特高含水開發(fā)階段[1-2]。其中，Y開發(fā)區(qū)層系內(nèi)井網(wǎng)多、開采對象相對復雜、水驅(qū)開發(fā)效果日益變差，開采對象逐漸由河道砂等高滲透層向薄層砂和表外儲層等薄差層轉(zhuǎn)變[3-4]。為改善區(qū)塊內(nèi)油水井注采關系，提高薄差層的動用程度，先后開展了二次加密調(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，層間干擾嚴重[6]。為改善薄差層的滲流特性，限流法壓裂技術在二三次加密油井得到廣泛應用，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，傳統(tǒng)限流法完井壓裂[7-8]，單井施工規(guī)模低，卡段較粗，面對縫間干擾和難壓層的影響，無法實現(xiàn)低滲透油藏開發(fā)井組的有效經(jīng)濟動用[9]。大慶油田先后開展對應精細控制壓裂技術攻關，實現(xiàn)了薄差層的有效動用[10-11]。

由于前期缺乏成熟高效的壓裂工藝，壓裂改造程度低、剩余油相對富集，在老油田開發(fā)后期選井、選層難度越來越大的情況下，套損井的壓裂改造成為油井措施增產(chǎn)挖潛的研究熱點。以W 油田為例，套損井超過10 000 口，其中套損部位在油層以上比例達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套變點，又要在油層段壓裂改造時達到常規(guī)工藝管柱性能[12]。通過油藏和采油工程一體化方案設計，縱向上薄差層精細分層，研發(fā)套損井高效壓裂工藝管柱，實現(xiàn)套損井組的精準改造和有效挖潛。

1 套損井組精準治理技術

1.1 技術原理

針對試驗區(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題，通過對措施層段精分細卡，在縱向上將壓裂對象由常規(guī)卡段內(nèi)多小層籠統(tǒng)小規(guī)模壓裂轉(zhuǎn)變?yōu)閱涡泳珳蚀笠?guī)模壓裂，實現(xiàn)目的層精準改造及有效動用。同時，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，滿足了修復后井徑100 mm以上井壓裂需求。工藝管柱變徑點以下工具外徑均為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、小直徑導壓噴砂器和導向死堵，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）選擇注水強度低或套損修復后井徑100 mm以上注水井。

2）選擇動用差、產(chǎn)液強度低、位置相對集中、未套損或套損修復后井徑100 mm 以上油井。

3）油水井形成對應關系。

4）壓裂油井周圍至少有兩個供水方向。

5）動用較差或未動用的表外薄差層為主要壓裂對象。

6）動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，同時結合油層動用情況和采出液含水級別，個性化設計不同砂體的加砂規(guī)模，對于含水率＞92%、動用比例＞30%的主體薄層砂不壓裂，對于含水率≤92%動用程度低的非主體薄層砂，控制壓裂規(guī)模，對于含水率≤90%、動用比例≤15%的表外儲層，加大壓裂規(guī)模（表1）。

表1 不同砂體加砂規(guī)模設計表

2 精細控制壓裂方案優(yōu)化設計

在W油田X開發(fā)區(qū)優(yōu)選一個井組（A井組）作為典型井組開展試驗，以下將對油水井精準治理方案作詳細介紹。

2.1 井組概況

W油田Y開發(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，主要開采對象為SⅢ和QⅠ非表內(nèi)、表外層，線狀布井，平均射開小層數(shù)22個、射開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，周圍3 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套損部位修復后套管井徑分別為106 mm和104 mm。

2.2 試驗井潛力分析

2.2.1 表外儲層動用程度低

對水井A 周圍連通井射孔和動用情況進行統(tǒng)計，結果見表2。其中，主體薄層砂為有效厚度級別[0.5,1.0）的油層，非主體薄層砂為有效厚度級別[0,0.5）的油層，表外儲層為只發(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用程度最好，動用層數(shù)、動用砂巖厚度、動用有效比例分別為87.5%、87.8%、71.7%，非主體薄層砂得到部分動用，動用層數(shù)、動用砂巖厚度、動用有效比例分別為51.4%、63.8%、65.6%，表外儲層射孔層數(shù)比例最高，達67%，但動用程度最差，動用層數(shù)、動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層仍有較大潛力。

表2 A井組連通動用情況統(tǒng)計表

進一步分析A 井組試驗前油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，見表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)液強度較低，含水率偏高，累計產(chǎn)油量為909 t，僅為同井網(wǎng)周邊臨井累計產(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)臨近油井動用情況對比

2.2.2 注采兩端均不受效

水井A射開小層21個，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層動用比例分別為50%、25%和13.3%，投注30 個月，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 周圍連通油井C 開展壓力恢復曲線測試，雙對數(shù)擬合分析圖如圖2 所示，橫坐標TD/CD為無因次時間比無因次井筒儲集系數(shù)，縱坐標PD、P'D分別為無因次壓力和無因次壓力導數(shù)。由表4 可知，試井模型為均質(zhì)地層+無限大，測試結果表明，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。其中無因次時間為：

表4 油井C壓裂前試井恢復壓力曲線解釋結果

圖2 油井C壓裂前試井曲線

無因次井筒儲集系數(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；?為儲層孔隙度；μ為地層流體黏度，mPa·s；qsc為井在地面標準條件下的產(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井距的關系[13]，薄差層（滲透率0.007 μm2）極限技術井距為180 m，而常規(guī)限流法壓裂單縫加砂量小于1.5 m3，生成裂縫長僅為10～15 m[14]，無法實現(xiàn)薄差層的有效動用。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應關系且動用狀況較差或不動用的層作為目的層，在卡段優(yōu)化上充分考慮射孔、砂體對應、動用程度、難壓層、縫間干擾等因素，盡可能做到細分單卡，具體原則是：難壓層單卡、壓前擠酸，單卡段孔數(shù)大于2個，隔層厚度大于1m。最終井組平均單井細分11個卡段，卡段小層數(shù)平均1.8個，孔數(shù)2.2個，實現(xiàn)單砂體精細細分改造。中心水井A 共壓裂12個卡段21 個小層，與油井B 有16 個對應壓裂層位，與油井C共有13個對應壓裂層位，與油井D共有14個對應壓裂層位。

2.4 施工參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 裂縫穿透比優(yōu)選

結合油藏發(fā)育特性、井距和井網(wǎng)條件，建立裂縫模型[15]，計算不同井網(wǎng)和井距條件、不同導流能力下穿透比對油井采出程度的關系曲線，得到薄差層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版。根據(jù)薄差儲層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版（圖3），充分考慮水驅(qū)效果及控制油井含水，設計水井穿透比控制在10%～15%，油井穿透比控制在15%～20%，油水井最長可間接縮小79 m 井距，可使油水井建立有效驅(qū)替壓差，實現(xiàn)有效動用。

圖3 薄差層裂縫參數(shù)優(yōu)化圖版

2.4.2 加砂量優(yōu)化

根據(jù)油井層位發(fā)育情況、動用情況和設計穿透比參數(shù)開展個性化的壓裂規(guī)模設計，對于含水率＜92%，動用比例低于15%的主體薄層砂，單個卡段加砂量控制在10～20 m3，對于含水率＜92%或者動用比例≤15%的非主體薄層砂和表外儲層油層，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，卡段孔數(shù)2.6個，卡段小層數(shù)2.1個，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，造縫長度達到了39.9 m，保證了薄差層的有效經(jīng)濟動用。

表5 A井組壓裂施工參數(shù)

2.5 周圍油水井配套調(diào)整

A 井組壓裂后，開展了周圍油水井及時的方案調(diào)整。對于注采關系不完善的方向，開展二次加密水井補孔作業(yè)，射開QⅠ薄差層，縮小注采井距，完善注采關系，為壓裂油井補充或增加供水方向；開展水井細分調(diào)整，加強薄差層位注水，對于發(fā)育較好的主體薄層砂采用周期控制注水的方式；對于吸水能力變差的水井，及時采用酸化措施，提高注入量。措施油井及時換大泵和調(diào)大參數(shù)，及時釋放地層能量，增大產(chǎn)量。油水井及時方案調(diào)整有助于保障壓裂效果，延長壓裂有效期。

3 壓裂效果分析

3.1 增產(chǎn)增注效果

A 井組精細控制壓裂后取得較好試驗效果（表6），其中水井壓后及時細分，根據(jù)對應壓裂層位，由壓前3個注水層段，細分至7個，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，增液強度為8.1 t/（d·m），達到了同區(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井組精細控制壓裂效果對比

3.2 油層動用厚度

如表7 所示，低滲透層動用程度得到較大幅度提高，其中水井由壓前全井不動用，目前全井層數(shù)動用比例、砂巖厚度動用比例和有效厚度動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 個小層，壓后13 個小層得到動用，全井12 個表外儲層，精準綜合治理后全部均得到動用，層數(shù)動用比例、砂巖動用比例和有效動用比例分別提高了40.1%、25%、22.8%。

表7 A井組油層動用情況統(tǒng)計表

3.3 油層表皮系數(shù)

由油井C 壓裂前后的壓力雙對數(shù)曲線（圖2 和圖4）可以看出，試壓裂前雙對數(shù)曲線上的拐點明顯下移，關井時間由壓裂前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補充，壓裂效果明顯。

圖4 油井C壓裂后試井曲線

3.4 經(jīng)濟效益評價

依據(jù)公式（5）對A 井組壓裂經(jīng)濟效益進行計算[16]，該井組精細控制壓裂總費用為560萬元，階段有效期超過4年，目前單井產(chǎn)油量仍高于壓裂前，階段內(nèi)累計增油量達9 620 t，創(chuàng)造經(jīng)濟效益為1 362.2萬元，投入產(chǎn)出比為1∶3.4。精細控制壓裂累計增油量和經(jīng)濟效益均遠高于普通壓裂，且投入產(chǎn)出比更高。

式中：D為累計增油量，9 620 t；M為原油價格，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)模基礎上，完善了套損井雙封單卡精細控制壓裂工藝，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，滿足了修復后井徑100 mm以上低產(chǎn)油井的有效動用壓裂需求。

2）A 井組精控壓裂治理后，水井端動用比例增加42.9%，砂巖厚度動用比例增加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，累計產(chǎn)生經(jīng)濟效益1 362.2萬元，實現(xiàn)了套損井組的增產(chǎn)改造挖潛。

3）油井采取壓裂措施后，對周圍連通水井開展補孔、酸化等措施和細分等方案調(diào)整，這些是延長壓裂有效期的必要手段。