高含水后期压裂井层优选方法
高含水油田地震油藏描述关键技术_甘利灯
石油勘探与开发2012年6月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.3 365 文章编号：1000-0747(2012)03-0365-13高含水油田地震油藏描述关键技术甘利灯，戴晓峰，张昕，李凌高，杜文辉，刘晓虹，高银波，卢明辉，马淑芳，黄哲远（中国石油勘探开发研究院）基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2008ZX05010-002）摘要：针对高含水油田开发后期地震油藏描述的目标尺度小、井网密、资料时间跨度大等特点，提出了以井控处理、井控解释和井震联合反演为核心的油藏描述技术思路，系统开展了地震油藏描述关键技术研究。
总结形成了5项关键技术：①地震岩石物理分析，包括面向地震储集层预测的测井资料处理和解释，地震岩石物理建模及其应用，岩性、物性和含油气性敏感因子优选等；②井控地震资料处理，包括井控高分辨率处理和保幅处理及其质控等；③井控精细构造解释，包括井控小断层解释、井控层位追踪和井控构造成图等；④井震联合地震反演，包括确定性反演和随机反演；⑤地震约束油藏建模和数值模拟。
尽管高含水油田井网密度大，但仅通过已知井对井间储集层分布进行推断，其结果仍然是不准确的，只有充分发挥密井网资料优势，通过多学科结合才能明显改善地震油藏描述的效果。
图13表2参35关键词：井震一致性；地震岩石物理；井控处理；井控解释；随机地震反演；地震与油藏工程一体化中图分类号：P631.4 文献标识码：AKey technologies for the seismic reservoir characterization of high water-cut oilfields Gan Lideng, Dai Xiaofeng, Zhang Xin, Li Linggao, Du Wenhui, Liu Xiaohong, Gao Yinbo,Lu Minghui, Ma Shufang, Huang Zheyuan(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China)Abstract:Reservoir characterization in mature oil fields with high water cut faces the challenges of small geological bodies, large well density, and data acquisition spreading over long periods. To solve these problems, systematic research on seismic reservoir characterization was carried out, and a technical solution was proposed based on well-controlled seismic data processing, well-controlled seismic data interpretation and well constrained seismic inversion. This technical route includes five suites of key technologies. (1) Rock physics analysis, including seismic reservoir-prediction-oriented well log processing and interpretation, rock physics modeling and its application, selection of parameters sensitive to lithology, physical property and hydrocarbon. (2) Well-controlled seismic data processing, including well-controlled high-resolution data processing, amplitude-preserved data processing and quality control. (3) Well-controlled fine structure interpretation, including well-controlled minor fault interpretation, well-controlled seismic horizon tracing and well-controlled structure mapping. (4) Well-constrained seismic inversion, including deterministic inversion and stochastic inversion. (5) Seismic-constrained reservoir modeling and numerical simulation. Although well density is large in a high water cut oil field, reservoirs between wells cannot be clearly defined by known well data. The effect of seismic reservoir characterization can be improved significantly only by bringing dense well data into full play and by combination of multi-disciplinary.Key words:well-seismic conformity; rock physics; well-control processing; well-control interpretation; seismic stochastic inversion;seismic and reservoir engineering intergration0 引言目前，中国石油产量的70%仍来自老油田，其剩余可采储量依然相当可观[1]。
油水井措施
三、堵水
(二)、机械堵水方法
1套管 12-油管 13-抽油杆 4-抽油泵 5-筛管 6-丢手接头 7-卡瓦封隔器 8-丝堵
1、6--筛管 2---丢手接头 3、5--卡瓦封隔器 4—油管
配产器装死嘴子堵水法
第 23 页
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二、酸化
利用酸处理液(包括酸液本身和各种添加剂)与油层岩石中的粘土和矿物起化
学反应能溶解岩石中含盐类的特性，来提高近井地带油层渗透率，改善油、气、 水的流动状况，从而增加油、气井的产量和注水井的注入量，这种工艺方法称为
油酸处理，简称为“酸化”
根据注酸压力大小和酸液在地层中发挥的作用，酸化一般可分为两大类：酸 化或解堵酸化、压裂酸化。
地层系数、上下夹层厚度、井排距离等。
④提供生产井的动态资料。并说明施工井的历次施工情况。注明施工井的当前情况， 如是否有落物、套管情况、以及相邻井的生产动态等。 ⑤根据施工目的、施工井的地质特点、低产原因、以及实践经验，提出主要措施参数， 包括有：破裂压力、施工压力、排量、含砂比、加砂量、压裂液与支撑剂的类型及 用量等。 ⑥提出压裂增产效果的产量预测，作为分析措施效果的依据之一。
缝发育部位进行压裂；选位于一般裂缝不发育的翼部和向斜的井进行压裂
2）非注水开发区压裂井(层)选择 • 非注水开发区的中、低渗透层应立足于早压裂 • 适于压裂的井、层有：生产中显示压力高、产能低的井；高产井附近的低产 井、停产井及“干井”；油气层受到污染、堵塞的井层。 3）注水开发区压裂井(层)选择 • 注水井和采油井同时并重，立足于沟通注采层位，促进注采平衡。
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一、压裂
（三）、压裂井（层）的选择
水力压裂原理
3、求取
• 实验室岩心试验
使用压裂目的层和裂缝在垂向上可以穿透或起遮挡作用岩 层的岩心，在就地条件下（就地围岩压力、孔隙压力、地 层温度与含水饱和度），进行单轴或三轴试验，测定岩石 的静态或动态的泊松比和弹性模量。
单轴和三轴试验
静态和动态试验
一般，用动态试验测取的泊松比与弹性模量值大于静态值。 岩石中天然裂隙或天然裂缝愈多，两者的差异愈大。
⑵岩石的弹性模量
岩石受拉应力或压应力时，当 负荷增加到一定程度后，应力 与应变曲线变成线性关系，比 例常数即为弹性模量。计算单 位以MPa表示。
2 1
E
2、作用 • 泊松比是使用测井方法确定地层水平主应力值及其垂向 分布的重要参数 • 弹性模量在应用线弹性压力—应变理论推导的压裂模型 中关系到裂缝的几何尺寸 • 缝宽与弹性模量成反比 • 控制缝高
2、作用
1）反映油气藏驱动能量的大小。
2）目前地层压力或静止压力是压裂选井选层的主要依据。
3）选择压裂液类型的依据之一。
3）检验压前生产状况，预测压后产量与评价压裂效果。
4）诸多参数是地层压力的函数，包括，有效渗透率、原 油黏度、杨氏模量、地层破裂压力
闭合压力:随油气井的投产开采，地层压力产生变化， 将使裂缝闭合压力，储层与上、下遮挡层的地应力差，有 效渗透与孔隙度，杨氏模量，泊松比与岩石抗张强度，地 下原油粘度，体积系统与压缩系统等储层特征参数随之变 化。
⑵地层流体粘度
• 又称为粘滞系数。是指在地层条件下油气内部摩擦引起 的阻力。计算单位以mPa·s表示。
• 地层原油粘度除受其他层温度和地层压力影响外，还受 到构成油的组分和天然气在原油中溶解度的影响。
⑶地层流体压缩系数
• 原油压缩系数定义为，在地层条件下每变化1MPa压力， 单位体积原油的体积变化率。它是油藏弹性能量的一个量 度。计量单位以MPa-1表示。
压裂技术理论及应用
• 100 > k > 0.1 md (Oil) • 储层厚，含油性好 • 隔层遮挡性好 • 泄油面积大
复杂的压裂储层特性
• • • • • • k ≥ 100mD或 k ≤ 0.1 mD (Oil) k ≤0.001 mD (Gas) 储层薄，含油性差 隔层遮挡性差 透镜体油气藏 敏感性储层
粘度大大降低，破胶化水的压裂液沿裂缝流向井底，排出地面，
携带的支撑剂随即在裂缝中沉降，在地层中形成了具有一定长度、 宽度和高度的高导流能力的支撑裂缝。改善了地层附近流体的渗 流方式和渗流条件，扩大了渗流面积，减小了渗流阻力并解除了 井壁附近的污染，从而达到增产、增注的目的。
5
6
A-07 Design
20
压裂液
压裂液是压裂工艺技术的一个重要组成部分。主要功能是 造缝并沿张开的裂缝输送支撑剂，因此液体的粘性至关重要。
成功的压裂作业要求液体除在裂缝中具有较高的粘度外，还要
能够迅速破胶；作业后能够迅速返排；能够很好地控制液体滤 失；泵送期间摩阻较低；同时还要经济可行。
最初的压裂液为油基液；20世纪50年代末，用瓜胶增稠的水基液日见普 及。1969年，首次使用了交联瓜胶液。当时仅有约10%的压裂作业使用的是 凝胶油。目前，约有85%以上的压裂施工用的是以瓜胶或羟丙基瓜胶增稠的 水基凝胶液；凝胶油作业和酸压作业各占约5%；增能气体压裂约占10%。
8
压 裂 工 艺
压裂工艺流程 压裂裂缝扩展及增产机理 压裂设计方法 压裂工艺技术 压裂测试方法
压裂施工评估方法
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1.压裂工艺流程
压裂液罐 压裂井口
低压管汇
高压管汇
水井调剖
第1章绪论1.1 国内外低渗透裂缝性油藏发展现状1.1.1发展现状自1939年玉门油田开发以来，我国的石油工业取得了飞速的发展，截止2006年底，我国年产油量已达1.8368亿吨，居世界第五位。
从投入开发的油气田类型来看，大致可以分为6种类型的油气藏：中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透裂缝性油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油藏、火成岩油藏、变质岩油藏。
低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型，他们广泛分布在我国各含油气盆地中，占目前已探明储盆和数量的1/3以上，随着各盆地勘探程度的不断提高，其所占比重还将会逐年增大，在这种储层中，由于岩石致密，脆性程度大，因而在构造应力作用下容易形成裂缝成为油气的主要渗流通道，控制着渗流系统，从而使其开发具有特殊的难度[1]。
国外关于裂缝性储层的研究和开发有上百年的历史，许多学者发表了大量的研究成果，从国外裂缝性油藏的研究情况来看，对井点裂缝的识别比较有把握，对裂缝分布规律预测还没有很成熟的技术，但大家都在从不同的角度对裂缝认识进行探索，并且他们还对裂缝性储层基质进行大量的研究，对裂缝性油藏的开发提出了许多突破性的认识。
国内关于低渗透裂缝性油藏的开发与研究也有几十年的历史，自四川碳酸岩盐和华北古潜山油藏发现并大规模投入开发以来，揭开了我国关于裂缝性储藏研究的序幕，石油工程师经过几十年的努力逐渐完善低渗透裂缝性油藏开发技术，解决油田开发过程中的一系列难题，近年来发现的大庆外围低渗透裂缝性储层、吉林裂缝性低渗透储层、玉门青云低渗透裂缝性储层等，地质状况非常复杂，开发难度也非常大。
通过早期系统地综合研究，对这些油藏进行了合理的开发部署，确立正确的开发方案，使得开发效果和经济效益得到很大的改善[2]。
低渗透裂缝性油藏注水后，高低渗透区的吸水指数差异很大，裂缝的渗透率高，注入水很容易沿裂缝窜流，导致沿裂缝方向上的采油井过早水淹，而中低渗透区油层的动用程度很差甚至没有动用，动用程度非常不均衡，油田含水率上升速度快，在开发不久油井就进入高含水阶段，油井注水见效及水淹特征的方向性明显，注水井注入压力低，吸水能力强，这为油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率，提高低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。
转向压裂技术在油田后期开发中的研究与应用
可 以产 生新 缝 。重复压 裂 时 ，由于初 次压 裂裂 缝 、压力衰 减 等 的影响 造成近 井 地带 的应 力场 发生 变化 ，将
导 致重 复压 裂 时裂缝 方 向 的重 新定 向。室 内和 现场 实验 表 明 ，重 复压裂 形成 的裂 缝 与初 次裂缝 可 能存在 一
个 夹角 ，理 想条 件下 这个 夹角 为 ９。３ ０ ［。 ］
１Ｏ ．
图 ２ 渗透率一 启动压力梯度关系 曲线
３ 裂缝转 向的数 学模 型
根据 最 小主 应力 原理 ，要 产 生新裂 缝 ，在 井筒 附近 应发 生转 向。假 设 Ｘ为 原始最 大水 平主 应力 方 向； ｙ为 原始最 小 主应 力方 向，则垂 直裂 缝 井重 复压 裂前 时 间和 空 间上 （ ，Ｙ ）应力 为 ： Ｘ ，ｔ
（， ， ＝Ｏ ＋ＯｆＸＹｔ＋Ｏ ｐＸＹｔ＋Ｄ （，， Ｙ ） ＂ ＇ （， ， Ｈ Ｈ ） ＇ （，， Ｈ ） 。 Ｙｔ 胛 ）
ｃ ｒ
ｍｉ
（） １ （） ２
（） ３
（， ， ＝ｃ ＋ ， Ｙｔ＋ｃｐｘＹｔ＋ｃ Ｙｆ Ｙ ｔ ｒ （，， ｒ （，， ｒ （，， ） ｈ ） ｈ ） ｈ ）
．
重复压 裂产 生 的裂 缝
．
原缝＼ 裂 、 ‘
原油 不
１ 、 － 一 ‘
图 １应力场反转 ９ 。后重 复压 裂裂缝方位示意 图 ０
图 １ 明，存在 人工 裂缝 时 ，油气采 出造 成 的孔 隙压 力下 降会 使地 应力 场发 生 反转 ，造 成重 复压 裂 时 表
裂 缝 重定 向 。重 复压裂 时所 形成 的裂缝 是在 原有 裂缝 延伸 还是 产 生新 的水力 裂缝 ，国内外许 多 的学 者研 究
压裂设计规范
中国石油天然气集团公司企业标准油水井压裂设计规范Specification for fracturing programor oil＆water welll范围本标准规定了压裂井选井选层的依据、地质设计的编写、工艺设计的选择与编写、施工准备、压裂施工、压裂后排液、求产、资料录取、施工总结、压裂施工质量控制和安全与环保的技术要求。
本标准适用于油水井压裂设计。
探井、气井压裂设计亦可参照使用。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示标准均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
SY/T 5107-1995水基压裂液性能评价方法SY/T 5108-1997压裂支撑剂性能测试推荐方法SY/T 5289-2000油井压裂效果评价方法SY/T 5836-93 中深井压裂设计施工方法SY/T 6088-94深井压裂工艺作法SY/T 6362-1998石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南3选井、选层3.1选井、选层应具备的资料3.1.1地质情况：区块构造，井所处构造的位置，井与周围油、水井的连通情况，井控面积，距断层的距离。
3.1.2钻井资料：钻井液性能、浸泡油层的时间、钻井过程中事故处理、固井情况。
3.1.3井身结构：套管组合，各类套管规格、钢级、壁厚。
3.1.4储层参数和物性：储层岩性、物性、岩石力学参数、地应力剖面参数、地层破裂压力、含油水饱和度、地层天然裂缝的发育情况、储层敏感性分析、气测资料，组合测井资料。
3.1.5射孔资料：射孔方式、射孔井段、射孔弹类型、射孔方位角、孔数、孔密。
3.1.6试油资料：试油方式、油层厚度、地下流体物性、地层压力、地层测试计算的各种参数，油、气、水产量、油气比、含水比。
3.1.7本井历次作业概况：修井的内容和方法及对地层及套管造成的伤害。
3.1.8本井生产动态资料，低产原因分析。
中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向
中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向方宏长 冯明生中国石油天然气集团公司石油勘探开发科学研究院注水开发油田现状及形势我国陆上除四川外的19个油区的油田开发,主要采用注水开发方式,至1997年底,已累计采出地质储量的23%,采出可采储量的69.5%,综合含水达到82.5%,总体上已处于高含水期。
目前,综合含水高于80%的油区是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等6个油区,年产油量占全国的66.4%,已采出可采储量的71.5%,剩余可采储量占全国的69.6%。
尽管这6个油区综合含水很高(85.8%),但其年产油量、剩余可采储量仍在全国占有举足轻重的地位,是确保全国原油生产稳定和在高含水期提高水驱采收率的重点目标区。
因而搞清注水开发油田高含水期提高水驱采收率的方向,对于这些油区乃至全国原油的生产稳定和经济合理开采具有重要的意义。
高含水期影响采收率的几个要素众所周知,水驱砂岩油田采收率(E R )主要受水驱开采结束时的驱油效率(E D )、平面波及系数(E A )、厚度波及系数(E z )这3个要素制约,即E R =E D E A E z 驱油效率一般是用岩心柱塞(均质体)作驱油实验求得。
用油水相对渗透率曲线计算所得含水98%时的驱油效率,在我国通常是0.4～0.64,平均为0.53①左右。
水驱驱油效率的高低主要受注水倍数、油水粘度比和岩石孔隙结构的影响,因此,水驱进一步提高驱油效率很困难,必须利用化学驱油等技术。
平面波及系数是指一个单砂体在平面上水驱可波及的面积比,在宏观上,则是指水驱对整个开发层系(或油层)平面上的水驱波及程度。
据对我国一些主要油田分析,在现有井网及注水方式条件下,中、高渗透性油层的平面波及系数在高含水期可以达到90%以上。
大庆、胜利油田钻了一大批密闭取心井、加密调整井,发现河流相沉积主河道砂体油层绝大部分水淹,一些分流间砂体有一些薄砂层的边部变差部位、井网不完善或井网控制不住部位以及油层的边角部位,存在一定的剩余油,未淹砂岩厚度占7.4%～17.9%[1]。
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高含水后期压裂井层优选方法
何翠兰
(大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队,黑龙江大庆 163414)
摘 要:油田进入高含水开发后期,措施挖潜难度不断加大,选井选层越来越困难,增油效果逐年下
降。本文通过对南五区压裂选井选层方法的研究及注水井的压前培养、压后补给,在一定程度上提高了
压裂增油效果,同时为其它薄差油层的重复压裂挖潜提供一定的借鉴作用。
关键词:剩余油;单砂体;重复压裂
中图分类号:TE357.1+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0152—01
油田开发初期,油井压裂多选择油水井连通好、厚度大的目的层进行压裂,受压裂工艺及隔层条件的限制,压裂层段跨度大,存在一定的潜力油层,是目前压裂挖潜主要目的层。南五区受注采系统调整、加密井网的投产、停注层恢复注水等原因影响,多向水驱控制程度得到提高,液流方向得以改变,以往不具备压裂条件的层段,均可作为再次压裂的层段。以下以南4-31-650井为例,对压裂选井选层、注水方案压前培养、压后措施补给等方面进行分析。1 开采简况南4-31-650井是南五区一口二次加密采油井,该井于1995年4月1日开钻,完钻井深1225.0m,人工井底1216.6m,1995年11月射孔,开采层位萨尔图、葡萄花油层的薄差油层,射开19个小层,,砂岩厚度20.4m,有效厚度5.1m。表1南4-31-650井静态及生产数据表静态基础数据生产基础数据投产日期1995年12月25日机型CYJ10-3-37HB开采层位萨、葡差油层泵径(mm)38射开砂岩厚度(m)20.4冲程(次)2.5射开有效厚度(m)5.1冲次(n/min)6地层系数(m2m)0.165泵深(m)939.82油层中部深度(m)1094.4初期日产液(t)2原始地层压力(MPa)11.32初期日产油(t)1饱和压力(MPa)8.91初期含水(%)24.0该井2007年2-7月杆断关井,7月11日压裂换泵,泵径由38mm换为57mm。措施后日增液43t,日增油7.8t,综合含水下降6.5个百分点。2 连通水井状况南4-31-650井周围连通注水井7口,单向砂岩连通厚度比例为%,有效连通厚度比例,两向砂岩连通厚度比例为6%,有效厚度比例为4.44%,三向及以上砂岩连通厚度比例为84.46%,
有效厚度比例为95.56%。
2.1 压前培养
截止到2009年3月,该井采液强度0.9t/m.d,
比南五区二次加密井网平均水平低2.8t/m.d;累积
产油10657t,比同井网平均水平低3342t,综合含水
88.6%。比同井网平均含水低2.24%,因此,该井具
备压裂挖潜剩余油的有利条件。2009年3月日产液
22t,日产油2.5t,含水88.6%,沉没度847.47m。
2.1.1 对具备提水空间的注水井进行方案调整
2008年12月对同井网的南4-31-654井葡Ⅱ
1-葡Ⅱ4层段进行调整,日配注增加15m3,日实注
增加7m3,对基础井南4-3-47的葡Ⅰ5+61-高Ⅰ
1-2实施调整,日配注增加20m3,日实注增加15m3。
2.1.2 增加新的来水方向
对同井网的油井南4-30-650井实施补孔转
注。转注后南4-31-650井三向及以上水驱控制程
度占全井射开有效比例提高了59.48%。
通过注水井方案调整,井区采油井转注,保证井
区供液能力,为该井的实施措施挖潜做好准备。
2.2 连通水井注水情况
2009年4月井区配注达到800m3,日注水量
707m3。南4-31-650井沉没度上升到157.2m,供
液能力得到了加强,为该井的第二次压裂做了充分
准备。
3 压裂层位选择
由于进入高含水期,在对地质条件、以往压裂情
况、油水井连通状况、日常生产数据等细致分析后,
在确保来水方向充足的前提下,避开主产层、高含水
层、已压裂过的层段,对南4-31-650井进行二次
压裂。
3.1 压裂方案编制
该井在萨Ⅲ单元位于主体席状砂中,在该井点钻遇砂岩厚度,有效厚度5。南3152内蒙古石油化工 2012年第11期 收稿日期3510.9204.21
1.0m0.m4-0-
:2012-0-2
欢西油田下台阶高饱和油藏开发方式探索
周培杰
(中油辽河油田公司锦州采油厂,辽宁盘锦 124010)
摘 要:针对欢西油田下台阶高饱和油藏注水开发效果差的特点,以锦2-6-9块大凌河油层为研
究对象,根据油藏条件和驱替类型,分析其适应性条件,以物模、数模为手段,探讨其转天然气驱的可行
性,最终实验结果表明,该类油藏如果转换开发方式,实施天然气驱,可有效提高油藏的采收率。
关键词:气驱;混相驱;驱油效率
中图分类号:TE32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)11—0153—02
欢西油田下台阶油藏大部分具有深层低渗、原油粘度小、油气比高的特点,为典型的高饱和油气藏,由于该类油藏脱气严重,地层压力大幅下降,水驱效果不理想,断块总体采出程度低。为改善开发效果,提高采出程度,需要一种新的开发方式提高油藏的采收率。本次以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,探讨其转天然气驱的可行性,分析各种因素对气驱的影响,为油田高饱和油藏开发提供技术储备。1 天然气驱适应性研究根据国内外成功的天然气驱经验,影响注天然气采收率油藏因素可分为五类:储层渗流物性参数;原始地质储量的品质;储层构造复杂程度;储层非均质程度;储层能量状态(溶解气油比、原油体积系数等)。
1.1 储层物性及原油性质分析
锦2-6-9块大凌河油层,埋深-2200～-
2900m,地面脱气原油粘度(50℃)为2.28mPas,
原始油气比为276m3/t,原油体积系数为1.716。油藏
平均孔隙度16.9%,有效渗透率117×10-3m2,为
低粘度,高气油比,中低渗油藏,符合天然气驱基本
条件。
1.2 剩余储量及提高采收率潜力分析
断块1980年实施注水开发,但砂体连续性差,
区块内部注水不见效,油层脱气严重,油井产量大幅
下滑。因此,靠注水开发提高区块采收率潜力较小,
截止到目前为止,区块采出程度仅22.39%,通过调
650井的转注,增加了来水方向。同时由于基础井南4-3-47、南4-3-48,三次加密采油井南4-3-751井未射孔,平面连通4口注水井,注水井南4-31-651、南4-40-650井显示吸水,吸水量分别为4m3和8m3,吸水比例低,吸水差形成剩余油,根据该沉积单元数值模拟成果解释可得,该单元剩余油饱和度为57.2%,剩余油相对较富集,具备压裂潜力,作为压裂目的层。以此类推,通过对各沉积单元的分析以及压裂工艺特点,我们决定对萨Ⅲ1、萨Ⅲ9和葡Ⅱ4-葡Ⅱ5,6,7进行压裂,其中萨Ⅲ9层段加大砂量。3.2 措施增油效果及注水井跟踪调整2009年4月,对南4-30-651进行了压裂,压裂3个层段,压裂砂岩厚度10.0m,有效厚度1.9m,压后换70mm整筒泵,压裂后日产液81t,日产油16.3t,综合含水80.0%,沉没度201.7m,流压3.51MPa,泵效69.1%。与压前对比日增液57t,日增油13.0t,综合含水下降了6.4个分点,见到了明显的增油效果。为了保证压裂效果,尽量延长压裂有效期,我们
及时对井区连通注水井进行了措施增注及注水方案
调整。
4 结论
4.1 油田进入高含水开发后期,措施挖潜难度不断
加大,剩余油的潜力主要集中在注采不完善的差油
层中。只有通过精细地质研究成果、结合动态资料、
监测资料、测试资料的综合应用,进行有针对性的措
施挖潜。
4.2 做好注水井压前培养和压后措施层段提液工
作,减缓压裂井产量递减。提高压裂增油效果,延长
压裂增油时间。
[参考文献]
[1] 王鸿勋,等.采油工艺原理[M].北京:石油工
业出版社,1993.
[2] 陈涛平,胡靖邦.石油工程[M].北京:石油工
业出版社,2000:376～407.
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2012年第11期
内蒙古石油化工
收稿日期35作者简介周培杰(),男,助理工程师,6年毕业于长江大学资源勘查专业,现从事油藏开发地质动态工作。:2012-0-2
:1984-200