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【摘要】本文对锦150块水驱开发过程中存在的问题进行了系统的分析和概括，针对存在的问题提出了改善开发效果技术对策，并对实施效果进行了客观地评价，最后提出了适合锦150断块开发的结论及建议.
【关键词】油藏概况 存在问题 水力压裂 可行性分析 锦150断块
1 锦150块中生界油藏基本情况1.1 地质概况
锦150断块区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南段锦古1井以东地区，北为锦45块，南部紧邻锦271块，地质储量243×104t。油藏埋深1635-1805m，平均有效厚度21.3m，储层岩性以红色砾石状砂岩为主，孔隙度14.2%，渗透率38.5×10-3μm2，其中粘土矿物成分以蒙脱石为主，平均含量为69.6%，物性较差，为低孔、低渗储集层。地面原油密度为0.8348g/cm3（20℃），粘度为4.95mPa.s（50℃）。
1.2 开发现状
截止到2013年1月底，该块共有油井35口，开井17口，日产液97m3，日产油22t，综合含水77.3%，折算采油速度为0.37%，累产油32.7×104t，累产水23.17×104m3，采出程度为13.46%。注水井开井2口，日注水平45m3/d，累注水94.68×104m3，月注采比0.31，累计注采比1.35，累计亏空为-24.28×104m3。
2 存在的主要问题
2012年，锦150主块的平稳注水改为周期注水，东块的两口锦150-18-119和锦150-17-125井仍采用平稳注水，全块日配注255m3/d，全年配注5.7×104m3，实际完成计划的32.3%，欠注3.86×104m3。水井欠注的主要原因是主块5口注水井和1口停注井实施水井返采，共影响注水量4.1×104m3。
2.1 井况问题严重，进攻性措施难以实施
自2007年以后，断块油水井井况越来越差，统计油水井22口具有井况问题，导致油井无法实施水力压裂、堵水和补层等措施，水井无法实施分注，严重制约了断块的开发效果。针对这一情况，2010年6月，开始在锦150块开展油水井大修作业，累计大修10口，仅成功2口，失败8口，直接导致了各类进攻性措施的实施。
2.2 油层堵塞憋压，注水开发效果不理想
自2008年通过实施单井增注泵，水井基本达到配注要求，但目前油井仍呈现出低产液状态，注水开发效果不理想。通过单井对比和钻井（19-K105）分析，老井供液差，测试地层中部压力为15.22MPa，初步认为水未注到井底，而侧钻更新井底与原老井井底平面上仅距离20m，则发生了钻井井涌，说明水已经注到井底，经过综合对比分析，油井供液差的主要原因为粘土膨胀引起油层堵塞，造成憋压严重。
3 水力压裂技术可行性分析
3.1 水力压裂技术概况
由于锦150块投产初期，认为注水开发并不一定能见到好的开发效果，同时该块初期井网较稀，井距一般为150-200m之间，大部分井采取过水力压裂措施，见到了比较好的压裂增产效果。自2002年至今，区块累计实施水力压裂26井次，措施后单井累产低于2000t的有7井次。截止2012年12月，这部分压裂井已累计产油12.3×104t，累产水4.7×104m3，平均单井采油5134t，单井采水1958m3。
3.2 注水开发后水力压裂效果跟踪
2004年6月锦150块开始试注18-106井，2005年初，区块全面转注，按反九点正方形井网布置，井距140m；2006年4月，共有采油井23口，注水井8口，其中采油井压裂井为17口，注水井中压裂井为2口；至2012年，主块5口注水井和1口停注井实施水井返采，东块的两口井锦150-18-119和锦150-17-125仍采用平稳注水。经过统计分析，压裂井中见到明显水驱效果的井有6井次，这部分井含水上升幅度并不大。而整个区块中含水较高的井（>20%）井有10井次。
其中18-104、20-102、18-108和19-115四口井由于压裂排量过高，压裂层段距水层较近，导致压穿底水，多次堵水无效而呈高含水。19-103、19-107、20-106和19-109四口井均为多向受效井，表现为液量上升含水上升的特点，但其含水为缓慢上升，综合含水在30%左右，较为稳定，表明并没有沿裂缝水窜突进的表现。
统计结果还表明，自2006年至今，水力压裂在锦150块效果不理想，措施后出现过套管损坏、供液能力差和高含水等问题。
3.3 水力压裂技术适应性分析
锦150块初期压裂设计上主要采用大排量、高砂比、造长缝的原则，其中19-115井最高排量达到了4.6m3/min，取得了较好的效果。但后期发现20-102、18-102下部水层被压穿现象后，压裂设计上采取了大砂比、造短缝的设计思路，并对部分井采取了控制缝高的措施，如21-113井的压裂后日产液24m3，日产油21t，含水仅为10%，为锦150块下步可继续进行水力压裂奠定了技术基础。
锦150块压裂设计时支撑缝长（文中缝长均为半长）不低于60m，最长的不超过120m。通过统计和分析锦150块中生界26井次的水力压裂施工参数，认为裂缝形式为垂直裂缝，并且压裂层段上、下泥岩隔层并不厚，因此，其缝高一般均应超过压裂层位上下界，缝长的延伸必然受到一定影响，其缝长应小于设计缝长，从区块大部分相邻油井压裂后无明显串通现象，推测支撑缝长大部分应在50-60m之间。
根据锦150断块实际开发状况，受井况较差，油井产液量低，且储层蒙脱石含量高造成地层堵塞严重，注水压力高等影响，目前主块暂停注水开发，故此目前暂不考虑在水井实施水力压裂。
目前该块若实施油井规模化水力压裂，应首选距离未注返采水井附近的采油井，并根据单井具体情况和重复压裂经验进行调整施工参数和控制措施，提高压裂后的生产效果。
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