三类油层聚驱油井压裂效果及影响因素分析

开篇：润墨网以专业的文秘视角，为您筛选了一篇三类油层聚驱油井压裂效果及影响因素分析范文，如需获取更多写作素材，在线客服老师一对一协助。欢迎您的阅读与分享！

[摘要]喇嘛甸油田三类油层属于薄差油层，以表外储层发育为主。和主力油层相比，具有有效厚度小、非均质性强、渗透率低、油层发育薄等特点。但其发育广，储量丰富，地质储量达1.6亿吨，是喇嘛甸油田聚合物驱的主要接替潜力层。现场试验表明，三类油层注聚是可行的，并且采取必要的压裂措施，能够有效的提高三类油层的动用程度。但现场压裂效果表明，受地质因素影响，不同油井压裂效果存在很大差异。本文以大庆喇嘛甸油田喇8-182井区三类油层注聚试验区为例，通过分析总结不同地质条件油井压裂效果，为进一步提高三类油层聚驱采出程度提供借鉴。

[关键词]三类油层 聚合物驱 动用程度 压裂

中图分类号：TQ172.75 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0071-01

一、研究区域概况

依据大庆油田高含水期油层分类标准，喇嘛甸油田各类油层可分为三种类型：一类油层、二类油层和三类油层。其中一类油层性质最好，以河流相沉积为主；二类油层性质较好，以河流、三角洲相沉积为主；三类油层以三角洲内、外前缘相沉积为主，储层物性较差，各单元有效厚度小于lm，有效渗透率一般小于0.2D。

喇嘛甸油田喇8-182三类油层注聚试验区2007年3月开始注聚，开采高Ⅱ1-18油层，中心区采用五点法面积井网。注采井距150m，平均单井发育砂岩厚度15.4m，有效厚度6.2m，有效渗透率O.192D，共有注入井1211，单采井13口。

由于试验区油层具有有效厚度小、表外储层发育、渗透率低、油层发育薄、相变复杂及储层非均质性强等特点，并且井网四向一类连通率只有17.1%，砂体一类连通率23.5%，因此实施压裂改造是改善三类油层聚驱效果的有效手段。截止2012年12月，试验区累计实施油井压裂6口，见效井5口，见效率83.3%。

二，影响三类油层压裂效果的主要因素

（一）储层砂体的沉积环境

试验区GH1-18油层属于三角洲沉积，主要以三角洲内外前缘相沉积为主，砂体构成复杂，油层平面形态为厚、薄、分叉等多种组合，这种复杂性有利于对剩余油分布状况的认识和进行压裂挖潜，油井压裂效果一般较好。试验区压裂6El油井中，有效期最短2个月，最长23个月。平均有效期15.2个月，压裂井累计增油5612t，平均日增油12.1t，单井日增油2.4t（表1）。

（二）压裂井点所处砂体部位

三角洲前缘相沉积砂体，砂体形态是控制油水运动的基本单元。结合试验区油井压裂效果分析，水驱后剩余油的分布主要集中在油层变差的部位或有岩性变差遮挡的油层部位。其中位于河道砂体边部的油井压裂效果较好。因为三角洲沉积的河道砂体，其边部一般渗透率低，注入水波及比较困难，但注入端的砂体连通较好，油井压裂后有较好的能量补充，因此压裂效果较好。

采出井8-P1914井是试验区一口中心井，发育砂岩厚度11.8m，有效厚度2.1m，有效渗透率0.173D，该井压裂后平均日增液34t，日增油4t，最高日增油达8t。含水下降幅度达到14.3个百分点，压裂效果较好。结合井组连通状况分析，周围4口相关注入井均发育河道砂体，8-P1914井位于河道砂体边部，注采井间连通关系较差，常规驱替难以见效。实施压裂后，井问连通关系得到明显改善，采出端能得到注入端很好的能量补充，因此压裂效果较好。

（三）地层压力及注采井网完善程度

地层压力是油田开发的重要因素，决定着油田的产液能力，对压裂效果的影响也起着至关重要的作用。地层压力高保障了压裂后充足的供液能力，使油井压裂效果明显；相反，地层压力低，则会导致油井压裂后因供液能力不足而缩短见效期。

采出井941832井是试验区的一口角井，发育砂岩厚度10.9m，有效厚度4.7m，有效渗透率O.195μm2。该井压裂前动液面深度924m，流压3.22MPa，压裂2个月后，动液面深度933m，流压2.52MPa，产液量仅33t，恢复到压裂前水平，与压裂初期相比下降25t，见效期仅2个月。

分析原因，由于该井井网注采关系不完善，井组累计注采比低，仅为0.42，导致油井地层压力较低。压裂前地层压力10.3MPa，压裂后地层压力7.6MPa，下降2.7MPa，地层能量不足，裂缝过早闭合，有效期缩短。

（四）油层的水淹程度

油层的水淹程度是油层的内在潜力，水淹程度低，说明油层剩余油多，措施挖潜潜力大。相反，则说明油层剩余油少，措施挖潜潜力小15lo统计试验区油层水淹程度，低未水淹油层厚度比例30.7%，高中水淹油层厚度比例为69.3%。现场试验表明，低未水淹比例高，是油井取得较好压裂效果的一个主要原因。

采出井9-斜P1932压裂后效果较好。该井低未水淹厚度比例为86.36%，压裂后日产液67.4t，日产油9.5t，含水86%，与压裂前相比，日增液43t，日增油6.8t，含水下降3.1个百分点。而9-斜P1834井压裂后未见到明显效果，主要由于该井水淹程度较高，中高水淹厚度比例达87.5%，剩余油较少，措施后效果较差。

三、三类油层压裂效果评价

（一）压裂能提高三类油层产液能力，改善聚驱效果

试验区见到压裂效果的5口采油井，压裂后平均单井日产液64.1t，日产油5.7t，综合含水91.1%，与压裂前相比，平均单井日增液39t，日增油3.8t，综合含水下降1.3个百分点。平均单井产液指数0.71t/（d.m.MPa），与压裂前相比，增加1.96倍，产液强度3.66t/（d.m），与压裂前相比，增加1.0倍。

（二）压裂能够改善三类油层表外储层动用状况

统计压裂前后有产液剖面资料的4口采油井，平均发育砂岩厚度12.5m，压裂层段均为表外储层，平均厚度2.1m，水驱阶段平均相对产液量19.4%，聚驱后不产液。实施压裂后，表外储层得到有效动用，相对产液量达20.3%。

（三）三类油层压裂不会导致油井采聚浓度快速上升

试验区611油井压裂前平均单井采聚浓度94mg/L，压裂后平均单井采聚浓度92mg/L，压裂前后油井采聚浓度无明显变化（表2）。

四、结论

（一）受储层砂体沉积环境影响，三类油层油井压裂效果整体较好，因不同压裂井井点所处砂体部位、油层水淹程度、注采井网完善程度及地层压力的不同，压裂效果存在较大差异；

（二）对三类油层油井实施有针对性的压裂措施，能够有效提高油井的产液能力，改善表外储层动用状况；

（三）三类油层油井压裂不会导致采聚浓度快速上升。