廖保江，陳 剛，惠婉婷.

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

吳起油田白河油區(qū)全年產(chǎn)量24×104t，其中侏羅系油藏貢獻(xiàn)率達(dá)到70%左右。侏羅系油藏也是每年措施增產(chǎn)的主力改造方向。雖然每年度侏羅系都在搞增產(chǎn)措施改造，但隨著開采程度的增加、油井的含油飽和度的逐年下降，每年的增產(chǎn)效果也逐漸變差。同樣的測井顯示油層，前幾年不論是原層補孔爆燃壓裂還是小砂量解堵壓裂的措施效果均比較好，但目前再次措施后增產(chǎn)效果大大不如從前，含水上升速度加快甚至措施改造后成明水的油井也逐步增加等問題較為突出。雖然經(jīng)過近幾年的增產(chǎn)方案實施，開發(fā)者有初步的措施方案經(jīng)驗，但卻鮮有較為系統(tǒng)性分析措施改造效果變差的原因和下步改善侏羅系油藏增產(chǎn)改造手段的研究。

本文就本區(qū)塊2017年度侏羅系增產(chǎn)改造措施內(nèi)容及其效果進(jìn)行歸納總結(jié)，研究了油井測井顯示、油層射開程度、采出程度、措施前綜合含水等方面對原層補孔爆燃壓裂和小砂量解堵壓裂工藝增產(chǎn)效果的影響，為提出兩大主要增產(chǎn)措施即原層補孔爆燃壓裂和小砂量解堵壓裂工藝的適用條件提供了理論和技術(shù)依據(jù)，為下一步侏羅系油藏措施方案提供必要的依據(jù)，有利于進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量，對于吳起油田白河區(qū)塊及其他與吳起油田相似的侏羅系油藏的開發(fā)具有重要意義。

1 油藏地質(zhì)特征及儲層分類

吳起油田白河區(qū)侏羅系油藏鼻狀隆起較為發(fā)育，油藏發(fā)育的地方絕大多數(shù)為鼻狀隆起發(fā)育的地方，構(gòu)造上傾方向依賴砂體邊部的致密砂巖或者泥巖對油氣形成巖性遮擋，下傾方向因構(gòu)造變低而形成構(gòu)造圈閉，一般具有邊底水，油水分異好，主要呈多層狀、條帶狀、透鏡狀、厚層狀、互層狀等形式分布，儲層屬河流河道砂壩微相砂體和分流河道微相砂體[1]。白河區(qū)鉆井、巖心、測井、試油及試采資料顯示，侏羅系延安組油藏滲透性相對較好，邊、底水活躍，天然能量相對較充足，且以彈性水驅(qū)為主，為典型的邊、底水油藏。其主要特點是：在同一砂體中由于油水密度差異，油主要分布在油藏上部，而水占據(jù)油藏下部或邊部，油水層之間無明顯隔層存在，油水界面不是同一水平面，而是因物性變化呈一曲面。這類油藏局部地區(qū)由于油水邊界受氧化作用強烈，原油黏度大，或有低滲透遮擋層，或含油層內(nèi)在縱向有致密夾層，影響邊底水供給程度和供給能力，同時也給增產(chǎn)改造措施的實施帶來一定難度。

依據(jù)油水關(guān)系、電測資料及電測曲線特征，將侏羅系儲油層分為 3 種類型[2]。

Ⅰ類：油層與底水直接接觸，縱向上砂體連續(xù)分布，油層孔、滲性好，油水分異明顯，視滲透率大于100 mD，頂部有純油帶且厚度較大，油水過渡帶較小，砂體特征以箱形為主，泥質(zhì)含量低。

Ⅱ類：油層內(nèi)有夾層存在，縱向上油水分異相對較好，視滲透率大于20 mD，頂部出現(xiàn)厚度不等的純油層段，油水過渡帶較大[3]。

Ⅲ類：油層與底水之間有泥巖和砂泥巖隔層或夾層，隔層厚2～3 m，延伸不到兩個井距即尖滅，油水分異差，一般不出現(xiàn)純油層，砂體厚度較大時會在頂部出現(xiàn)厚度較小的純油層段，油層孔、滲性差，視滲透率小于20 mD，砂體特征形態(tài)一般為鐘形，泥質(zhì)含量相對較大。

2 侏羅系儲層改造措施

目前吳起油田白河區(qū)侏羅系油藏的原層增油措施主要有兩種：原層補孔爆燃壓裂和小砂量解堵壓裂工藝。但在實施過程中，每口井的地質(zhì)情況、采出情況射開程度等各有不同，因此在實施過程中需要對各種情況選取有利的增油措施，提高措施成功率和增油效果。現(xiàn)通過對2017年侏羅系油藏原層增油措施效果進(jìn)行歸納總結(jié)，尋找共性有章可循的適用條件。

2.1 原層補孔爆燃壓裂

侏羅系油藏屬于具有邊底水的油藏或底水油帽油藏，縱向上根據(jù)油藏特征和油水關(guān)系分為純油帶、油水過渡帶和純水帶的三疊序列。因此，射孔部位應(yīng)高于油水過渡帶，以避免射孔后產(chǎn)水或投產(chǎn)后底水錐進(jìn)速度快，延長無水采油期。對于邊底水相對活躍的底水油帽油藏，合理的剩余油層厚度取決于生產(chǎn)壓差、原油黏度和油藏特征，其關(guān)系式表示為：

T=Hp2a/Δp

(1)

式中T——無水生產(chǎn)期，d；

Hp——射孔底界和油水界面之間距離，即剩余厚度，m；

Δp——生產(chǎn)壓差，Pa；

a——統(tǒng)計常數(shù)，a=Ω2μФ/(8.64×10-3K)；

μ——原油黏度，mPa·s；

Ф——孔隙度，%；

K——滲透率，mD;

Ω——水平滲透率與垂直滲透率的比值。

由此可以看出，剩余厚度的平方與無水采油期成正比關(guān)系，剩余厚度對無水采油期的影響最大。因此，選擇射開程度時應(yīng)在對完善程度影響不大的前提下，盡量擴(kuò)大剩余厚度，延長無水采油期。

理論上按舒洛夫曲線進(jìn)行計算證明：不同類型的油層，射開程度隨完善程度不同而不同，但隨著射開程度的增加，完善程度的增加值越來越小，當(dāng)射開程度為 30%時，完善程度已達(dá)到 80%。射開程度越高，反而會引起底水錐進(jìn)速度更快 。

表1 吳起油田白河區(qū)補孔爆燃壓裂措施情況統(tǒng)計表Table 1 Statistical Table of the measures for the explosive fracturing of perforation of Baihe block, Wuqi oilfield

注：產(chǎn)量表示為液量*含水%。

通過對比分析補孔爆燃壓裂得出以下結(jié)論：

(1)對于射開程度小于1/3的油井，一般含水較低。滲透率大于6 mD的油井措施后增產(chǎn)效果較好，措施后含水平均上升7.7個百分點，措施后平均單井日產(chǎn)油4.88 t，累計采出程度越低，效果越明顯；滲透率小于6 mD的油井增產(chǎn)效果不明顯，不論采出程度多少，增產(chǎn)效果均很差，措施后平均日產(chǎn)油0.51 t。

(2)對于射開程度大于1/3的油井，一般措施后含水會升高。措施前含水大于50%的油井，平均含水上升24.9個百分點，滲透率越大，升高越明顯，措施效果越差，措施后平均單井日產(chǎn)油0.53 t；措施前含水小于50%的油井，平均含水上升12.75個百分點，措施后平均單井日產(chǎn)油2.30 t，射開程度越低，采出程度越低，滲透率大于6 mD，措施后日產(chǎn)油越高，反之射開程度越高，滲透性小的油井日產(chǎn)油會較低。

2.2 小砂量解堵壓裂工藝

小砂量解堵壓裂指加砂量小于5 m3，施工排量控制在一定范圍內(nèi)的水力壓裂工藝技術(shù)[6]。對于侏羅系底水油帽油層，不宜進(jìn)行大規(guī)模的壓裂改造，因此一定要嚴(yán)格控制砂量和施工排量，才能取得最好的效果。表2為吳起油田白河區(qū)小砂量解堵壓裂工藝詳細(xì)對比表，通過對比研究分析不同類型的油藏及油藏厚度、采出程度等，總結(jié)、歸納、研究和現(xiàn)場試驗證明，底水油帽油層要取得好的試油壓裂效果，就必須合理控制加砂量、施工排量和加砂強度。侏羅系油層砂量一般控制在1～3 m3，最多不超過5 m3，加砂強度小于1 m3/m，根據(jù)油帽厚度的不同，施工排量控制在0.5～1.0 m3/min，壓后往往取得很好的效果。由于該措施的改造強度相對較大，適用于油層物性差、底水不活躍的Ⅲ類油層或采取其他措施無效的井層。在近年新井投產(chǎn)中，對物性略差、泥質(zhì)含量略高、底水不明顯的油層，采用小規(guī)模壓裂，壓裂增強油層近井地帶的滲流能力，單井產(chǎn)量明顯提高。

表2 吳起油田白河區(qū)小砂量解堵壓裂工藝措施情況統(tǒng)計表Table 2 Sand volume of antipyretic fracturing process statistics Table of Baihe block, Wuqi oilfield

注：產(chǎn)量表示為液量*含水%。

通過對比分析小砂量解堵壓裂工藝得出以下結(jié)論：

(1)所有小砂量解堵壓裂工藝射開程度均小于1/3，措施增液增油效果整體較好，對于Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類油層均有效。

(2)小砂量解堵壓裂工藝措施后，含水有升有降，整體上升，平均上升17個百分點。措施后平均單井產(chǎn)液7.19 m3，平均單井產(chǎn)油3.36 t，效果較好。

(3)對于采出程度較高的油井，特別是Ⅰ類、Ⅱ類油層，累計產(chǎn)油大于3000 t的油井，措施效果較差,如21-218井；特別是累計產(chǎn)油大于5000 t的油井，措施后含水上升到100%的可能性極高，本年度油井21-245和吳111井措施后均為液量大幅度上升，含水100%。

3 結(jié)論

(1)補孔爆燃壓裂適用于Ⅰ類、Ⅱ類油層，射開程度低于1/3，含水為中低含水(<50%)，液量低，采出程度較低(<3000 t)的油井效果較好，措施后含水上升幅度較小。

(2)小砂量解堵壓裂工藝適用于Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類油層，射開程度低于1/3，采出程度較低(<3000 t)的油井效果較好，措施增油效果好；對于采出程度大于5000 t的油井不適用。小砂量解堵壓裂 ，其砂量為 1～3 m3，一般取2 m3或者3 m3，排量為0.6～1.0 m3/min，一般取0.6 m3/min較好，最大砂比不超過20%，一般最大為15%較為合適。

[1] 魏斌,張宏忠,黎榮劍,等.長慶油田侏羅系油層增產(chǎn)措施及其效果評價[J].油氣井測試,2001,10(1-2):27-31,91.

[2] 李正偉,王二營,時文祥.長慶油田樊學(xué)地區(qū)侏羅系油藏增產(chǎn)配套工藝措施研究[J].化工管理,2014(5):237-237.

[3] 黃延明,張博,同鑫,等.侏羅系延安組油水層識別方法及應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用,2017,36(8):89-92.

[4] 尚養(yǎng)兵,石磊,李垚,等.高能氣體壓裂技術(shù)在油田增產(chǎn)增注中的應(yīng)用效果評價[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2013(3):110-112.

[9] 孫玉玲,彭皓,閆亞飛,等.頁巖氣開采技術(shù)國際專利態(tài)勢分析[J].科學(xué)觀察,2013,8(5):44-55.

[10] 張東曉,楊婷云.頁巖氣開發(fā)綜述[J].石油學(xué)報,2013,34(4):792-801.

[11] AL-MUTAWA M, AL-MATAR B, ABDULRAHMAN Y, et al. Application of a highly efficient multistage stimulation technique for horizontal wells[R]. SPE 112171,2008.

[12] 田黔寧,王淑玲,張煒,等.基于文獻(xiàn)庫資源看中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展歷程和趨勢[J].地質(zhì)通報,2014,33(9):1454-1462.

[13] 劉洪林.中國頁巖氣產(chǎn)業(yè)、技術(shù)裝備發(fā)展現(xiàn)狀及其對策研究[J].非常規(guī)油氣,2014,1(2):78-82.

[14] 翟東升,蔡萬江,張杰,等.基于專利的頁巖氣技術(shù)國際研究態(tài)勢分析[J].情報雜志,2013,32(11):11-16.

[15] 秦詩濤,宗慶偉,孫曉飛,等.頁巖氣鉆完井技術(shù)現(xiàn)狀與難點探究[J].技術(shù)研究,2015(3):103-103.

[16] 趙杰,羅森曼,張斌.頁巖氣水平井完井壓裂技術(shù)綜述[J].天然氣與石油,2012,30(1):48-51.

[17] 胡進(jìn)科,李皋,陳文可,等.國外頁巖氣勘探開發(fā)綜述[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報,2011,13(2):72-75.

[18] 鄒蘊涵.對促進(jìn)我國頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策思考[J].中國能源,2016,38(3):33-37.