论文部分内容阅读
摘要：分析了压裂井低效井的影响因素，并提出了个性化设计方案及加强系统管理完善工艺保障措施，确定了压裂层段、压裂的时机和压裂选井选层原则，开展压裂增油低效井控制方法研究，可最大限度地提高压裂井增产效果。
关键词：压裂，低效，含水
Abstract: the author analyzes the fracturing Wells inefficient the influence factors of the well, and puts forward the personalized design scheme and strengthens the system management perfect technology safeguard measures, make sure the fracturing layer segment, the timing of the fracturing and fracturing of selecting well choose layer principle, and carry out the fracturing increased oil well inefficient control method research, can maximize fracturing Wells effect on increasing.
Keywords: fracturing, inefficiency and water
中图分类号： O213.1 文献标识码：A 文章编号：
随着油田开发的深入，压裂井自然条件越来越差，压前含水每年上升，平均单井压裂砂岩厚度下降，同时二、三次加密井比例在逐年增加，这些不利因素叠加的结果使压裂增油低效井数量难以控制、且呈逐年上升趋势。高含水后期压裂改造、挖潜难度越来越大，主要原因是储层含水情况较为复杂。压裂改造的井层因趋向二、三次加密井而逐年变差。重复压裂井层越来越多。选井选层越来越困难。因此压裂增油低效井比例越来越难以控制，其结果不但影响油田的整体开发效益，更重要的是直接关系到大庆油田原油持续稳产目标的实现，因此开展压裂增油低效井控制方法研究，最大限度地提高压裂井增产效果。
1低效井的影响因素
每口压裂井的增油效果与压裂井的本身条件、压裂工艺的适应性及完成情况、系统管理的完善程度有关。
（1）压开油层厚度小。压裂油层的有效厚度及砂岩厚度从根本上决定了增油量大小。尤其是二三次加密调整井，不但油层薄、含油物性差、渗透率低、压力水平低，而且与注水井的连通性及吸水状况也差，导致增液量低、有效期短，由于有效厚度小造成的压裂低效井结果。其中A全井压4个层，仅有一个小层有效为0.8m，其余没有有效厚度。
（2）注采关系不完善，地层压力低。对于水驱开发的油田来讲，注采关系完善，不但初期效果好，而且有效期长。否则，随着油井的生产开发，一方面将导致压裂层能量供给不足，地层能量逐渐枯竭，井底流压日趋减小，另一方面造成油层内原油脱气，流体粘度增大，使裂缝的高导流能力无法发挥作用，因而压裂增产效果较差，甚至不增产。油井压前、压后动液面均较低、压后增液幅度小、功图反映供液不足或有产气影响就是注采关系不完善或地层压力低的一种表现。此类井共有6口，所有井压后液、油增幅均不大，甚至产液量和动液面不升反降，这类一般是压开严重亏空层，如B井压前动液面为235.33m，压后液面下降至674.25m。见表1。
表1地层压力低统计表
（3）压开高含水层，增液不增油。油井综合含水的高低对产能、经济开发起到了严重的制约作用，压裂增油效果与压裂井的含水成反比，压前含水越高，增产效果越差，且含水达到一定级别后压裂只增水不增油。压开高含水分为二种情况，一是压裂层本身为高含水，压后产液有较大幅度提高、产油提高相对较少。二是压裂时压窜相邻高含水，一般产液大幅度提高、产油量几乎没有变化甚至下降，这样的井有4口，压后含水急据上升，产油反而下降。压裂层本身为高含水共21口井，所占比例非常高为40.4%，这21口压前平均含水为87.9%，压后平均含水为92.9%，这也是油田含水逐年上升存在的普遍现象。
（4）重复压裂。为深度挖潜，油田开采后期重复压裂井所占比日趋增加，压裂效果逐步下降，有些不只一次重复压裂，如C11重复压裂三次。
（5）断层影响。位于断层附近或断层上的井，由于单井控制储量及注水井连通状况差，容易产生低效井。
（6）过渡带井。过渡带的井，原油较稠，压裂时须加降粘剂，否则影响增油效果。过渡带D井，压裂时没加降粘剂，压裂后原油变粘，流度下降，产生低效井。
（7）其它情况。剩余低效井有1口井压后未扩散压力，直接放喷后起油管，影响了压裂效果，还有泵状差、卡泵、6月刚压完裂效果有待观察等情况，
2个性化设计工作
通过低效井因素统计分析，得出低效井产生的主要原因是高含水，有效厚度小，地层连通性差，造成压力低、供液不足，其它原因为次要因素。针对分析结果，主要进行了以下个性化设计工作。
2.1个性化设计
（1）对于高含水井采用覆膜砂进行降水增油，在某厂进行了3口试验，压后初期平均单井日增油14.7t。
（2）对于小层较多的井采用大排量施工，尽可能压开多个小层，在某厂进行了43口试验，压后初期平均单井日增油10.1t。
（3）对于隔层小于1.5m的井，尽量采取薄隔层工具分卡分压。
（4）对于水敏地层，采取加入粘土稳定剂提高效果。
（5）对于油层厚度小，分别应用55MPa管柱及压前挤酸工艺处理。
（6）对于重复压裂井采取多加砂提高。
（7）对于特高渗透层及深度较大、闭合较高的井采用陶粒作为支撑剂。
（8）对于出砂严重区块，采取多种防砂方式。
（9）对于低温井，由于压裂液不易破胶，采用低温破胶压裂液，对于过渡带井，在，某厂应用了1口井，压后初期平均单井日增油4.31t。外围地层渗透率很低，应采用低残渣、低伤害的压裂液。改性胍胶从经济性和增油效果方面得到了很好的平衡，虽然油田的地层条件逐年下降，对于压裂提出更高的要求，通过以上各种方法，我们仍将低效井的比例维持在较低的水平。
2.2压裂层段的确定
要取得较好的压裂增产效果，应选择厚度大、动用差，油水井连通好，压力水平较高的中、低渗透层进行压裂。但是油田全面机械开采后，分层测试资料较少，要完全根据分层测试的小层产液、含水和压力资料准确地确定压裂层位非常困难。为此经常采用动静结合的方法确定压裂层段。即利用油层静态资料和调整井、加密井水淹层解释资料以及注水井吸水剖面资料，结合油井动态反映综合分析确定压裂层段。
2.3压裂的时机
实践过程中发现，在地层条件和压裂工艺及参数相近的情况下，压裂效果的好坏与压裂井的地层压力值有着密切的关系。地层压力在原始地层压力附近时，可获得最佳效果，地层压力过低或过高都不会获得最佳效果。
2.4油井压裂选井选层原则
（1）全井产液量低、含水低。
（2）压裂层段厚度大，具有一定的储量，且动用程度低或未动用。
（3）油水井连通好，油层压力水平在原始地层压力附近。
（4）层间矛盾大的井中动用较差的中、低渗透层。
（5）油层受污染堵塞，不完善或完善程度低的井。
（6）非均質性严重的厚油层内未水淹或低水淹部位和砂体平面变差部位。
（7）油水井连通好，但水井吸水差的井先改造水井，待注水受效后再压裂油井对应层段。
（8）原井网水井不发育或注水差，加密井转注后增加了注水井点，补充了地层能量的低渗透差油层。
（9）具有压裂工艺水平所要求的良好隔层。
（10）套管无损坏。压裂层段套管外无窜槽。
2.5特高含水期压裂做法
（1）对于厚油层内存在稳定结构界面的油层采取定位平衡压裂方式，挖潜厚油层内变差部位剩余油。
（2）对于厚油层内没有结构界面的油层采取投腊球选择性压裂方式，同时增大砂量，单缝加砂量加大到常规的2倍以上。
（3）压裂与堵水措施结合，一方面通过压裂提高差油层生产潜力，另一方面通过堵水控制高压、高含水层产水量，做到提液与控液、增油与降水的结合。
3结束语
分析低效井影响因素，应用精细地质研究成果、压裂现场数据，详细跟踪压裂井的生产动态，了解区块生产及注水情况、单井的压力、小层的含水等情况。完善统计分析方法，有针对性的进行开展分析工作。加强系统管理完善工艺保障措施，有效减低压裂增油措施的低效井数量。
参考文献：
[1] 万仁溥，罗英俊等．压裂酸化工艺技术[M]．北京：石油工业出版社，1998.
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。
关键词：压裂，低效，含水
Abstract: the author analyzes the fracturing Wells inefficient the influence factors of the well, and puts forward the personalized design scheme and strengthens the system management perfect technology safeguard measures, make sure the fracturing layer segment, the timing of the fracturing and fracturing of selecting well choose layer principle, and carry out the fracturing increased oil well inefficient control method research, can maximize fracturing Wells effect on increasing.
Keywords: fracturing, inefficiency and water
中图分类号： O213.1 文献标识码：A 文章编号：
随着油田开发的深入，压裂井自然条件越来越差，压前含水每年上升，平均单井压裂砂岩厚度下降，同时二、三次加密井比例在逐年增加，这些不利因素叠加的结果使压裂增油低效井数量难以控制、且呈逐年上升趋势。高含水后期压裂改造、挖潜难度越来越大，主要原因是储层含水情况较为复杂。压裂改造的井层因趋向二、三次加密井而逐年变差。重复压裂井层越来越多。选井选层越来越困难。因此压裂增油低效井比例越来越难以控制，其结果不但影响油田的整体开发效益，更重要的是直接关系到大庆油田原油持续稳产目标的实现，因此开展压裂增油低效井控制方法研究，最大限度地提高压裂井增产效果。
1低效井的影响因素
每口压裂井的增油效果与压裂井的本身条件、压裂工艺的适应性及完成情况、系统管理的完善程度有关。
（1）压开油层厚度小。压裂油层的有效厚度及砂岩厚度从根本上决定了增油量大小。尤其是二三次加密调整井，不但油层薄、含油物性差、渗透率低、压力水平低，而且与注水井的连通性及吸水状况也差，导致增液量低、有效期短，由于有效厚度小造成的压裂低效井结果。其中A全井压4个层，仅有一个小层有效为0.8m，其余没有有效厚度。
（2）注采关系不完善，地层压力低。对于水驱开发的油田来讲，注采关系完善，不但初期效果好，而且有效期长。否则，随着油井的生产开发，一方面将导致压裂层能量供给不足，地层能量逐渐枯竭，井底流压日趋减小，另一方面造成油层内原油脱气，流体粘度增大，使裂缝的高导流能力无法发挥作用，因而压裂增产效果较差，甚至不增产。油井压前、压后动液面均较低、压后增液幅度小、功图反映供液不足或有产气影响就是注采关系不完善或地层压力低的一种表现。此类井共有6口，所有井压后液、油增幅均不大，甚至产液量和动液面不升反降，这类一般是压开严重亏空层，如B井压前动液面为235.33m，压后液面下降至674.25m。见表1。
表1地层压力低统计表
（3）压开高含水层，增液不增油。油井综合含水的高低对产能、经济开发起到了严重的制约作用，压裂增油效果与压裂井的含水成反比，压前含水越高，增产效果越差，且含水达到一定级别后压裂只增水不增油。压开高含水分为二种情况，一是压裂层本身为高含水，压后产液有较大幅度提高、产油提高相对较少。二是压裂时压窜相邻高含水，一般产液大幅度提高、产油量几乎没有变化甚至下降，这样的井有4口，压后含水急据上升，产油反而下降。压裂层本身为高含水共21口井，所占比例非常高为40.4%，这21口压前平均含水为87.9%，压后平均含水为92.9%，这也是油田含水逐年上升存在的普遍现象。
（4）重复压裂。为深度挖潜，油田开采后期重复压裂井所占比日趋增加，压裂效果逐步下降，有些不只一次重复压裂，如C11重复压裂三次。
（5）断层影响。位于断层附近或断层上的井，由于单井控制储量及注水井连通状况差，容易产生低效井。
（6）过渡带井。过渡带的井，原油较稠，压裂时须加降粘剂，否则影响增油效果。过渡带D井，压裂时没加降粘剂，压裂后原油变粘，流度下降，产生低效井。
（7）其它情况。剩余低效井有1口井压后未扩散压力，直接放喷后起油管，影响了压裂效果，还有泵状差、卡泵、6月刚压完裂效果有待观察等情况，
2个性化设计工作
通过低效井因素统计分析，得出低效井产生的主要原因是高含水，有效厚度小，地层连通性差，造成压力低、供液不足，其它原因为次要因素。针对分析结果，主要进行了以下个性化设计工作。
2.1个性化设计
（1）对于高含水井采用覆膜砂进行降水增油，在某厂进行了3口试验，压后初期平均单井日增油14.7t。
（2）对于小层较多的井采用大排量施工，尽可能压开多个小层，在某厂进行了43口试验，压后初期平均单井日增油10.1t。
（3）对于隔层小于1.5m的井，尽量采取薄隔层工具分卡分压。
（4）对于水敏地层，采取加入粘土稳定剂提高效果。
（5）对于油层厚度小，分别应用55MPa管柱及压前挤酸工艺处理。
（6）对于重复压裂井采取多加砂提高。
（7）对于特高渗透层及深度较大、闭合较高的井采用陶粒作为支撑剂。
（8）对于出砂严重区块，采取多种防砂方式。
（9）对于低温井，由于压裂液不易破胶，采用低温破胶压裂液，对于过渡带井，在，某厂应用了1口井，压后初期平均单井日增油4.31t。外围地层渗透率很低，应采用低残渣、低伤害的压裂液。改性胍胶从经济性和增油效果方面得到了很好的平衡，虽然油田的地层条件逐年下降，对于压裂提出更高的要求，通过以上各种方法，我们仍将低效井的比例维持在较低的水平。
2.2压裂层段的确定
要取得较好的压裂增产效果，应选择厚度大、动用差，油水井连通好，压力水平较高的中、低渗透层进行压裂。但是油田全面机械开采后，分层测试资料较少，要完全根据分层测试的小层产液、含水和压力资料准确地确定压裂层位非常困难。为此经常采用动静结合的方法确定压裂层段。即利用油层静态资料和调整井、加密井水淹层解释资料以及注水井吸水剖面资料，结合油井动态反映综合分析确定压裂层段。
2.3压裂的时机
实践过程中发现，在地层条件和压裂工艺及参数相近的情况下，压裂效果的好坏与压裂井的地层压力值有着密切的关系。地层压力在原始地层压力附近时，可获得最佳效果，地层压力过低或过高都不会获得最佳效果。
2.4油井压裂选井选层原则
（1）全井产液量低、含水低。
（2）压裂层段厚度大，具有一定的储量，且动用程度低或未动用。
（3）油水井连通好，油层压力水平在原始地层压力附近。
（4）层间矛盾大的井中动用较差的中、低渗透层。
（5）油层受污染堵塞，不完善或完善程度低的井。
（6）非均質性严重的厚油层内未水淹或低水淹部位和砂体平面变差部位。
（7）油水井连通好，但水井吸水差的井先改造水井，待注水受效后再压裂油井对应层段。
（8）原井网水井不发育或注水差，加密井转注后增加了注水井点，补充了地层能量的低渗透差油层。
（9）具有压裂工艺水平所要求的良好隔层。
（10）套管无损坏。压裂层段套管外无窜槽。
2.5特高含水期压裂做法
（1）对于厚油层内存在稳定结构界面的油层采取定位平衡压裂方式，挖潜厚油层内变差部位剩余油。
（2）对于厚油层内没有结构界面的油层采取投腊球选择性压裂方式，同时增大砂量，单缝加砂量加大到常规的2倍以上。
（3）压裂与堵水措施结合，一方面通过压裂提高差油层生产潜力，另一方面通过堵水控制高压、高含水层产水量，做到提液与控液、增油与降水的结合。
3结束语
分析低效井影响因素，应用精细地质研究成果、压裂现场数据，详细跟踪压裂井的生产动态，了解区块生产及注水情况、单井的压力、小层的含水等情况。完善统计分析方法，有针对性的进行开展分析工作。加强系统管理完善工艺保障措施，有效减低压裂增油措施的低效井数量。
参考文献：
[1] 万仁溥，罗英俊等．压裂酸化工艺技术[M]．北京：石油工业出版社，1998.
注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。