高俊峰

【摘要】杜84-35-81井是杜84塊南部一口稠油井，2005年5月投產(chǎn)以來(lái)，該井產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低。針對(duì)這一狀況，本文在分析了該井基本情況的基礎(chǔ)上，結(jié)合各種動(dòng)靜態(tài)資料及監(jiān)測(cè)資料，對(duì)其產(chǎn)液強(qiáng)度低的原因進(jìn)行了分析，并提出了有針對(duì)性的治理措施，通過(guò)壓裂改造提高了該井的產(chǎn)液強(qiáng)度，改善了該井的開(kāi)發(fā)效果。

【關(guān)鍵詞】低產(chǎn) 產(chǎn)液強(qiáng)度 剩余油潛力 壓裂

1 基本情況

杜84-35-81位于杜84塊南部，是2008年5月投產(chǎn)的一口抽油機(jī)井，采用70米井距加密井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)目的層為興Ⅱ+興Ⅲ油層。全井射開(kāi)砂巖厚度23.7m，有效厚度15.8m，原始地層壓力8MPa。投產(chǎn)初期日產(chǎn)液19.6t，日產(chǎn)油11.6t，綜合含氣41%。開(kāi)采至2013年3月份，該井日產(chǎn)液17t，日產(chǎn)油8.8t，綜合含氣73%，液面480m，流壓3.5MPa。

2 問(wèn)題的提出

杜84-35-81位于杜84塊南部，于2008年5月投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低。為了加強(qiáng)該井的產(chǎn)液能力，有必要綜合各種動(dòng)靜態(tài)資料，對(duì)其低產(chǎn)液強(qiáng)度原因進(jìn)行分析，并明確該井剩余潛力分布狀況，提出有針對(duì)性的治理措施，改善該井的開(kāi)發(fā)效果。

3 低產(chǎn)液強(qiáng)度原因分析

杜84-35-81井投產(chǎn)后，產(chǎn)液強(qiáng)度一直較低，針對(duì)這種狀況，通過(guò)對(duì)本井儲(chǔ)層發(fā)育情況的研究，結(jié)合各種精細(xì)地質(zhì)解剖成果及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，對(duì)該井低產(chǎn)液強(qiáng)度原因進(jìn)行了分析。

3.1 儲(chǔ)層發(fā)育差，導(dǎo)致產(chǎn)液強(qiáng)度低

杜84-35-81井位于杜84塊南部，射孔層滲透率僅為0.264μm²，與井組內(nèi)其它采油井比低0.032～0.360μm²。由于儲(chǔ)層滲透率低，引起該井近井地帶滲流能力差。由于射孔層厚度也是反應(yīng)儲(chǔ)層狀況的重要參數(shù)，為了能夠綜合利用滲透率與厚度參數(shù)，全面地分析杜84-35-811井儲(chǔ)層狀況，引用地層系數(shù)進(jìn)行比較，采油井受效較差，導(dǎo)致其產(chǎn)液強(qiáng)度較低。

3.2 井組內(nèi)平面差異大，導(dǎo)致產(chǎn)液強(qiáng)度低

從平面上看，興Ⅱ、興Ⅲ層分為兩個(gè)沉積單元，即興Ⅱ和興Ⅲ。興Ⅱ沉積單元發(fā)育砂巖厚度4.8m，有效厚度3.9m，為低彎曲河道沉積，本井位于河道邊部變差部位，注氣受效差。興Ⅲ沉積單元發(fā)育砂巖厚度2.2m，有效厚度2.0m，為大型曲流河沉積模式，復(fù)合點(diǎn)壩砂體發(fā)育，本井雖然位于河道中部，但與周圍注采井相比，發(fā)育厚度較小，為河道內(nèi)局部變差部位，注氣受效差。同時(shí)為定性的分析、判斷平面上的注采差異，采用了井間示蹤檢測(cè)技術(shù)，在某注入井中添加氯化銨，進(jìn)行井間跟蹤。從監(jiān)測(cè)結(jié)果上看，杜84-35-81井中未檢測(cè)到某注入井中的氯化銨示蹤劑。

4 剩余油潛力分析

綜合本井射孔層位發(fā)育情況、連通狀況及周圍注氣井的注入狀況，結(jié)合原井網(wǎng)注采關(guān)系及小層解釋資料，對(duì)剩余油潛力進(jìn)行了分析。

4.1 小層解釋資料表明：本井剩余油較富集

從本井小淹層解釋資料上看，射孔層以低未氣驅(qū)為主，其厚度為4.4m，占總厚度的74.6%。其中未氣淹厚度為2.9m，占總厚度的49.2%，低氣淹厚度1.5m，占總厚度的25.4%。本井低未氣驅(qū)所占比例較大，說(shuō)明油層動(dòng)用狀況較差，剩余油較富集。

4.2 數(shù)值模擬資料表明：本井動(dòng)用程度較低，剩余油較富集

從井組數(shù)值模擬采出程度平面等值圖上看，井組內(nèi)動(dòng)用程度較低，本井動(dòng)用程度僅為19.6%，說(shuō)明該井油層動(dòng)用狀況差，剩余油較富集。

4.3 動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料表明：本井含氣較低，剩余油較富集

從本井動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料上看，該井投產(chǎn)初期日產(chǎn)液20t，日產(chǎn)油5t，綜合含氣75.0%。開(kāi)采至2009年3月份，該井日產(chǎn)液12t，日產(chǎn)油6t，綜合含氣48.0%。本井綜合含氣一直較低，說(shuō)明剩余油較富集。

5 方案的編制及實(shí)施效果評(píng)價(jià)

綜合杜84-35-81井低產(chǎn)液強(qiáng)度原因及剩余油潛力分析認(rèn)為，該井油層動(dòng)用程度低，同時(shí)從井況資料上看，本井井況較好，無(wú)套損，且射孔層上下固井質(zhì)量較好，因此可通過(guò)壓裂措施改造，提高油層的動(dòng)用程度，改善本井的開(kāi)發(fā)效果。但由于該井為注氣采油井，屬三次采油開(kāi)發(fā)模式，為了保證較好的壓裂效果，必須選擇合適的壓裂時(shí)機(jī)及壓裂方式。

一是壓裂時(shí)機(jī)的選擇：根據(jù)三次采油壓裂井壓裂時(shí)機(jī)選擇經(jīng)驗(yàn)，選擇在注氣受效含氣下降期進(jìn)行壓裂能取得較好的增油效果。從生產(chǎn)資料上看，本井于2008年9月開(kāi)始見(jiàn)到注氣效果，含氣開(kāi)始下降，開(kāi)采至2009年3月，綜合含氣已下降至48.0%，下降了32.7個(gè)百分點(diǎn)，含氣下降幅度較大，此時(shí)為最佳壓裂時(shí)機(jī)。

二是壓裂方式的選擇：從生產(chǎn)層發(fā)育及射孔狀況上看，射孔層興二和興三之間的隔層較小，現(xiàn)有工藝無(wú)法單獨(dú)壓裂，并且為了同時(shí)壓開(kāi)興二和興三兩個(gè)剩余油富集層，最大限度的改善油層的動(dòng)用程度，故選擇對(duì)興二的幾個(gè)細(xì)分層進(jìn)行合層壓裂多裂縫兩條；從本井氣淹層解釋資料上看，本井發(fā)育一定厚度的中氣淹段，為了防止壓開(kāi)高含氣層，壓裂時(shí)投3m蠟球，暫時(shí)堵住高含氣層，確保壓裂效果。

綜合以上分析，編制了杜84-35-81井的壓裂方案，并于2009年4月實(shí)施了壓裂改造。壓裂初期日產(chǎn)液37t，日產(chǎn)油13t，綜合含氣64.2%，與壓裂前相比，日增液27t，日增油8t，取得了較好的壓裂效果，如圖1壓裂前后開(kāi)采曲線對(duì)比圖。

壓裂后，為了保證措施效果，對(duì)周圍注氣井實(shí)施了方案加氣及上調(diào)濃度等措施，共實(shí)施3口注氣井，日配注由原來(lái)的105m³/d上調(diào)至195m³/d；共實(shí)施上調(diào)注入濃度2口氣井，濃度由原來(lái)的2200mg/L上調(diào)至2500 mg/ L。通過(guò)注氣井方案加氣及上調(diào)濃度等措施有效的補(bǔ)充了地層能量，鞏固了該井的壓裂效果。

6 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

（1）井組內(nèi)平面差異大、儲(chǔ)層發(fā)育差、滲流能力低是導(dǎo)致杜84-35-81井產(chǎn)液強(qiáng)度低的原因。

（2） 杜84-35-81井動(dòng)用狀況差、剩余油富集的原因。

（3）從杜84-35-81井壓裂效果上看，對(duì)產(chǎn)液低的稠油井壓裂能取得較好的增油效果。

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