葡萄花油田中高含水期油井压裂选井选层方法:某油田有2500口油井
摘要：随着油田开发的不断深入，葡萄花油田已进入高含水期开采，油井压裂选井选层越来越困难。为了确保油井压裂的经济效益，提高油井压裂方案符合率，根据近年来的压裂选井选层实践，总结了一套适合葡萄花油田的压裂选井选层方法，即应用西帕切夫水驱曲线结合精细地质研究成果指导压裂选井选层的参考方法。经实际应用，取得了较好的效果。
关键词：压裂选井选层；西帕切夫曲线；精细地质
中图分类号：TE358+.3 文献标识码：A
1 葡萄花油田油井压裂现状
葡萄花油田于1979年投入开发，属低渗透油田，近几年压裂选井重点由初期连通好、油层厚度大的老油井和一次加密调整井，转移到非均匀二次加密调整井，压裂井的油层条件逐渐变差，重点是扩边井及零星注采关系新完善井。近几年压裂挖潜对象转向剩余油分散的难采储层，油井压裂效果也逐步变差。截止目前，葡萄花油田油井共压裂643口，占总井数的64.4％，占正常生产井的70.0％，两次压裂以上的井共205口，重复井数占压裂总井数的32％。为了保证油井压裂效果，提高方案符合率，需要搞好压裂全过程的质量控制，特别是压裂井选井选层工作。
2 应用西帕切夫水驱特征曲线指导压裂选井选层
2.1 水驱曲线的选择
西帕切夫水驱特征曲线是由前苏联学者西帕切夫于1981年提出的。其表达式为：
西帕切夫水驱特征曲线在葡萄花地区大量实践应用证明,该曲线主要具有如下特点：
（1）适用于陆相沉积、非均质性较强、中等粘度（3-30mPa・s）油田。（葡萄花油田原油粘度10-11 mPa・s）（2）水驱曲线直线段出现时间较早，一般在含水达到30％即可出现直线段。（3）西帕切夫曲线可较准确预测油田含水，从而可准确预测各类油井的可采储量。（4）当油田采取调整措施后，西帕切夫曲线不象甲、乙型曲线发生较大偏移。（5）西帕切夫曲线的横坐标是累计产液，而不象累计产油有一定的限度，因而避免了所谓水驱曲线后期上翘问题。
2.2 基本原理
用NR－Np即可得到油井的剩余可采储量，用Np/NR即可得到油井目前可采储量采出程度。需要指出由于葡萄花地区已进行了大面积的一次加密调整，部分基础井网油井水驱特征曲线在加密后出现偏移或折点，其剩余可采储量应用一次加密后水驱曲线的直线段计算。如油井葡92-78，所处区块于91年加密调整，其西帕切夫水驱曲线于加密后发生偏移。在计算其剩余可采储量时，应用加密后水驱曲线直线段的常数[1]。
2.3 确定界限值
应用公式（3）对葡萄花地区近三年170口压裂油井进行了剩余可采储量预测和可采储量采出程度预测。根据油井水驱状况，将压裂油井分为三个级别：(a)水驱状况差标准：压裂层段与水井连通有效厚度小于2.0m，井数：45口。(b)水驱状况较好标准：压裂层段与水井连通有效厚度在2.0m到3.0m之间，井数：87口。(c)水驱状况好标准：压裂层段与水井连通有效厚度大于3.0m，井数：38口。
建立剩余可采储量和每口压裂油井所创经济效益的关系图。压裂油井所创经济效益按下式计算：经济效益＝油井压裂累计增油×760（按每吨原油效益760元）。以油井压裂所创经济效益为主要衡量指标，以每口油井压裂成本为22.5万元计算，压裂后所创经济效益能收回压裂成本井共有133口。
从关系图1中可见，水驱状况差的45口油井有10口油井措施后未收回压裂成本，可收回压裂成本的35口油井中，有80％的油井剩余可采储量在2.55×104t以上，所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在2.55×104t ；
从关系图2可见，水驱状况较好的87口压裂油井有18口油井措施后未收回压裂成本，可收回压裂成本的69口油井中，有80％油井剩余可采储量在1.93×104t以上，所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在1.93×104t；
从关系图3可见，水驱状况好的38口油井有9口油井未收回压裂成本，在收回压裂成本的29口油井中有80％油井剩余可采储量在1.54×104t以上，所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在1.54×104t。
按上述三个级别，确定可采储量采出程度与油井压裂效益之间的关系，水驱状况差油井压裂最高可采储量采出程度界限为57％；水驱状况较好油井压裂的最高可采储量采出程度界限为69％；水驱状况好的油井压裂的最高可采储量采出程度界限为75%[2]。
2.4 研究结果
通过以上统计总结可以看出，葡萄花油田目前油井压裂选井可应用西帕切夫水驱特征曲线预测油井的剩余可采储量以及可采储量采出程度，从而为油田压裂选井提供参考。其具体方法是：当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度小于等于2.0m时，要求其剩余可采储量大于2.55×104t，可采储量采出程度小于57％；当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度在2.0m到3.0m之间时，要求其剩余可采储量大于1.93×104t，可采储量采出程度小于69％；当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度大于等于3.0m时，要求其剩余可采储量大于1.54×104t，可采储量采出程度小于75％[3]。
3 应用精细地质研究成果进一步优化油井压裂选井选层工作
3.1 掌握剩余油分布特点
根据精细地质研究成果，葡萄花油田剩余油分布特点如下：（A）平面上：水下分流主河道和主体席状砂水淹程度较高，剩余油较少；内前缘水下分流浅滩和浅河道水淹比例较低，剩余油较多；非主体席状砂和透镜状砂水淹最低，剩余油相对最高。（B）纵向上：因为葡I组油层在纵向上层间差异较大，非均质性强，具有层间干扰特点。油层中部葡I6-9砂岩组内前缘相储层发育，物性好，单层厚度大，水淹程度高，剩余油潜力较小；而葡I1-5和葡I10-11砂岩组的油层以外前缘相薄层席状砂为主，水淹程度低，剩余油潜力较大。
3.2 不同类型砂体压裂潜力
3.2.1 非主体席状砂。非主体席状砂由于油层薄，注水见效差，根据精细地质研究成果，非主体席状砂的低水淹厚度占总厚度比例45.4%，是剩余油主要类型。在近几年的压裂井中，80%以上的压裂层为非主体席状砂。
3.2.2 内前缘水下分流浅滩和浅河道。与主河道相比，水下分流浅滩和浅河道由于渗透率较低，注水见效差，存在剩余油，压裂后能取得较好效果。
3.2.3 水下分流主河道。精细地质研究表明，水下分流主河道低水淹厚度比例只有10.5%，相对比较是剩余油分布较少地区。但由于厚度大，与注水井连通好，是中含水油井进行压裂的首选层。此外部分主河道油层由于油层污染，也存在大量剩余油。
3.2.4 河道边部、变差部位。当注入水沿河道单方向推进，河道内油层高水淹，而河道边部、变差部位，由于平面矛盾存在剩余油，可以对河道内油层堵水，边部或变差部位油层进行压裂。
4 油田开发中应用实例
4.1 应用西帕切夫曲线选井
该井西帕切夫曲线为：由曲线可看出该井西帕切夫水驱特征曲线公式为：
Lp/Np=0.8246+0.1579LP
本文为全文原貌 未安装PDF浏览器用户请先下载安装 原版全文 常数A＝0.8246；常数B=0.1579。将A、B代入公式（3）得该井可采储量：
NR=B-1[1-0.1414A]＝5.5947（104t）
葡83-64全井射开砂岩13.1m，射开砂岩有效厚度9.2m，压裂前日产液18t，日产油2t，综合含水91.3%，累计产油3.9241×104t。与水井连通厚度8.9m，累计产油量Np=3.9241×104t，剩余可采储量为1.6706×104t；可采储量采出程度为70.14％。该井水驱状况好，其剩余可采储量高于该类型压裂井压裂界限1.54×104t，可采储量采出程度低于该类型压裂井可采储量采出程度界限75％。
4.2 应用精细地质研究成果选层
该井共有13个小层，其中葡I12-22、葡I51-2、葡I71为内前缘水下分流河道浅滩沉积,通过动态分析表明葡I51-2、葡I71为与水井连通较好，适合压裂挖潜；葡I4、葡I8为水下分流主河道,一般情况高度水淹，不宜作为挖潜对象，但监测资料表明该井的表皮系数为3.6637，油层污染严重，综合分析后认为这两层具有压裂潜力。葡I9-11层为外前缘席状砂沉积，为剩余油主要分布区，且该层连通状况较好，具有压裂潜力，压裂后效果较好，日增液41t，日增油13t。
应用该方法对葡萄花地区43口油井进行压裂潜力分析，初步判断其中19口油井具有压裂潜力，对其中15口油井进行压裂，有13口井效果较好，平均单井日增油5.1t，油井方案符合率达86.7％，比全区方案符合率高出4.1个百分点，比上年葡萄花地区油井压裂方案符合高出6.2个百分点。
5 结论与认识
(1)该方法可为高含水期油田油井压裂选井提供宏观控制，特别是为井层条件较差和高含水油井压裂选井选层提供了较好依据；(2)实践证明应用西帕切夫曲线进行压裂选井，根据精细地质研究进行压裂选层的方法可在一定程度上提高油井压裂方案符合率。但该方法不能作为油井压裂选井唯一判定依据，可作为压裂选井的参考条件，应用该方法时要结合动态分析；(3)由于水驱特征曲线具有易受油层特点和原油粘度等因素影响的特点，所以本文所提到的压裂选井界限值只适用葡萄花油田，而其它油田应重新确定界限值。(4)油井压裂效果除受井层条件影响外，还与压裂层段划分、压裂方式选择、施工质量等因素有关，要提高油井压裂方案符合率，应综合考虑各种因素。
参考文献
[1]李理.水驱特征曲线研究综述[J].内蒙古石油化工，2010，14.
[2]孙久刚.葡萄花油田含水变化规律探讨[J].黑龙江科技信息，2008，9,25.
[3]王素兵.清水压裂技术综述[J].天然气勘探与开发，2005，4.
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