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摘要：二类油层注聚井段长，层数多，平面、纵向非均质性严重，通过压裂缓解了平面、层间矛盾，河道边部及河间变差部位型剩余油得到挖潜。本文通过对与压裂相关的参数进行研究，如：产液量下降幅度、含水下降幅度、河道连通率等，结合精细油藏描述成果及测井、试井资料，确定了聚驱阶段的压裂时机，总结出聚驱各阶段的压裂井选井选层原则，通过实践应用后，取得较好的增油降水效果，为二类油层聚驱提效率探寻出一条有效途径。
关键词：二类油层 压裂时机 选井选层
【分类号】：TE357
随着二类油层进行聚驱开采，二类油层的层间、平面矛盾对聚驱效果的影响日益严重，通过采油井压裂能够有效的解决部分问题，但如何能有效提高油井压裂效果，进一步提高二类油层聚驱效率，因此聚驱阶段采油井压裂时机、选井选层原则等问题需要进一步研究。
1 壓裂时机的选择
通过数值模拟计算和现场实施效果分析认为：聚驱采油井主力油层压裂应优选含水下降期和含水低值期进行；在含水回升期效果明显变差，此时应优选薄差油层进行压裂，改变低渗透油层的渗流条件，以提高其动用程度。
数值模拟计算结果表明，主力油层在含水下降期压裂采收率提高幅度为0.94%，在含水低值期压裂采收率提高幅度为0.96%；而在含水回升期压裂薄差油层能提高采收率0.56%，比压裂主力油层提高采收率高0.47%（表1）。
表1不同阶段压裂数值模拟计算结果统计表
从二类油层聚驱不同阶段的含水变化看，在含水下降和含水低值期采取压裂措施较见效前期和含水回升期，含水下降幅度大。
现场实施结果也表明，聚合物驱油井的压裂效果与该井在聚合物驱见效后所处含水阶段密切相关。在油井含水下降期和低值期压裂措施效果最好；而在含水回升期效果变差，尤其是中后期不宜采取压裂，这个时期油井产液量回升，压裂会导致含水上升。
2压裂井层的选择
2.1 压裂井的选择
一是优选含油饱和度高和物性好的井。作为物质基础，目的井是否富集剩余油直接关系着压裂效果。图2为北二西西块二类油层措施井的含油饱和度与日增油关系散点图，从中可以看出，随着含油饱和度的增大，日增油有增大的趋势。通过统计分析发现，渗透率在0.2-0.4μm2之间，含油饱和度大于48%，这样的油层压裂效果好；渗透性差，地层系数小，压裂施工中即使加足够量的砂也很难形成有效的导流裂缝。但是地层系数过大的井压裂效果也不理想，原因是一般地层系数过大的井，渗透率都比较大，水淹严重，含油饱和度低。
二是优选产液量、含水下降幅度大，累计增油少的井。通过对见效低值期和含水回升期压裂井统计表明，含水低值期，产液量下降幅度大于30%的采油井压裂效果较好，而在含水回升期，产液量下降幅度大于10%的采油井适宜压裂；见效期、含水回升期含水下降幅度大于20%的采油井压裂效果好，其中见效期为引效作用，回升期为挖潜作用；同时采油井累计增油量越少，其压裂效果越好。
三是测井、试井资料具有压裂潜力的井。（1）表皮系数大的井：表皮系数是用来表征某井井底附近的完善程度，选择表皮系数大的井，即井底完善程度低的井压裂，可有效改善近井地带渗流条件，取得较好的压裂效果。从17口中有试井资料的5口井统计得出，压前的表皮系数越大，压后增油量越多。（2）流动系数小的井：表皮系数表征井底的完善程度，不能反映油井能量的损失，产能的减低。流动系数可以直接给出井壁阻力系数对产能的影响。统计有试井资料的5口井的效果发现，压前流动系数越小，压后的日增油越大，说明，压后日增油量随压前流动系数的减小而增加。（3）在选压裂井时，利用测井资料，优选层间动用不均衡、且有动用程度低、含水低的潜力层的井，可以取得较好的效果。例如B1-310-P36井，对比压裂前后的产液剖面可以看出，措施前压裂层动用厚度比例仅为15.6%，相对产液量为23.8%，压后动用厚度比例达到36.9%，相对产液量为49.5%；对于没有产出剖面的，我们可以借助连通注入井的注入剖面来判断分析采油井的动用状况，例如B1-310-P38井，该井未测产出剖面，借助周围一口连通注入井B1-310-P39井吸水剖面上看，该井层间吸入能力不均衡，根据注采关系的分析，注入井强吸水层位就是采出井的主要产液层，高含水层，B1-310-P38井存在动用程度低的油层，数值模拟显示在动用差的层位富集剩余油，最终确定该井为压裂井。
2.2 压裂层位的选择
一是优选含水及水淹程度低的层段。通过分析，选择含水及水淹程度低、剩余油相对富集的层段进行压裂，有利于达到采出井压裂后含水下降、产油增加的明显效果。统计结果表明，压裂层位高水淹比例小于40%时，压裂增油效果明显。注意的是在含水回升期优选压裂层段时，必须要搞清目前的剩余油分布后再确定，一旦压开高水淹条带，将会导致含水迅速上升，一定程度的降低含水回升期的采收率，影响聚驱的整体效果。
二是优选注采完善、河道砂连通厚度比例大的层位。从精细储层描述成果上分析，压裂的目的层应具有较高的聚驱控制程度，一类连通比例需达到70%以上，采出井每个压裂的目的层都至少与两个方向以上的注入井是一类连通。统计发现，聚驱控制程度在60%以上的井，压后可为有效井，日增油在5t以上，聚驱控制程度在大于65%的井， 压后日增油可达到10t以上，且从聚驱控制程度与压后日增油的关系曲线上可以看出，压后日增油随着聚驱控制程度的增大而递增。统计8口井压裂前后日增油量与河道砂连通厚度比例关系，结果表明，河道砂连通厚度比例越大，压裂后日增油量越多，效果越好。河道砂连通厚度比例大于50%的采油井，压裂后均为有效井，河道砂连通厚度比例大于83%的，压裂后为高效井。
三是根据不同阶段优选压裂层位类型及措施厚度。结合各阶段采油井特征及剩余油分布特点，确定各阶段压裂层位类型。含水下降期：河道边部和油层变差部位；含水低值期：河道主体带部位；含水回升期：三角洲前缘相为主的薄差层。
统计二类油层各阶段压裂井发现，要达到压裂后有效（增油大于5t），对压裂层措施厚度有一定要求：采油井含水小于80%时，措施厚度应大于4m；含水在80%-90%之间，措施厚度要大于5m；含水大于90%时，措施厚度要大于6m。
3压裂方式的选择
普通压裂：压裂层含水低，隔层条件好，可以单独构成一个压裂层段的，一般采用普通压裂技术，该方式适合含水下降阶段河道边部、产液量低、剩余油富集的采油井。
选择性压裂：油层厚度大，层内水淹不均匀或多层合压有高含水层的井可采用选择性压裂技术。该方式与普同压裂结合适用含水低值期河道主体带部位、产液量下降幅度大的采油井。
多裂缝压裂：压裂层多，隔层薄，不能单卡的层段可采用多裂缝压裂，该方式适合含水回升期薄差层发育，多向连通比例高，采聚浓度较高的采油井。
4 几点认识
（1）二类油层聚驱阶段最佳压裂时期为含水低值期；
（2）压裂层位厚度、水淹程度、连通性是压裂效果的重要保障。
（3）优选压裂层位沉积类型、优化压裂方式是关键。
参考文献
1.《二类油层综合调整配套技术及见效特征分析》。
关键词：二类油层 压裂时机 选井选层
【分类号】：TE357
随着二类油层进行聚驱开采，二类油层的层间、平面矛盾对聚驱效果的影响日益严重，通过采油井压裂能够有效的解决部分问题，但如何能有效提高油井压裂效果，进一步提高二类油层聚驱效率，因此聚驱阶段采油井压裂时机、选井选层原则等问题需要进一步研究。
1 壓裂时机的选择
通过数值模拟计算和现场实施效果分析认为：聚驱采油井主力油层压裂应优选含水下降期和含水低值期进行；在含水回升期效果明显变差，此时应优选薄差油层进行压裂，改变低渗透油层的渗流条件，以提高其动用程度。
数值模拟计算结果表明，主力油层在含水下降期压裂采收率提高幅度为0.94%，在含水低值期压裂采收率提高幅度为0.96%；而在含水回升期压裂薄差油层能提高采收率0.56%，比压裂主力油层提高采收率高0.47%（表1）。
表1不同阶段压裂数值模拟计算结果统计表
从二类油层聚驱不同阶段的含水变化看，在含水下降和含水低值期采取压裂措施较见效前期和含水回升期，含水下降幅度大。
现场实施结果也表明，聚合物驱油井的压裂效果与该井在聚合物驱见效后所处含水阶段密切相关。在油井含水下降期和低值期压裂措施效果最好；而在含水回升期效果变差，尤其是中后期不宜采取压裂，这个时期油井产液量回升，压裂会导致含水上升。
2压裂井层的选择
2.1 压裂井的选择
一是优选含油饱和度高和物性好的井。作为物质基础，目的井是否富集剩余油直接关系着压裂效果。图2为北二西西块二类油层措施井的含油饱和度与日增油关系散点图，从中可以看出，随着含油饱和度的增大，日增油有增大的趋势。通过统计分析发现，渗透率在0.2-0.4μm2之间，含油饱和度大于48%，这样的油层压裂效果好；渗透性差，地层系数小，压裂施工中即使加足够量的砂也很难形成有效的导流裂缝。但是地层系数过大的井压裂效果也不理想，原因是一般地层系数过大的井，渗透率都比较大，水淹严重，含油饱和度低。
二是优选产液量、含水下降幅度大，累计增油少的井。通过对见效低值期和含水回升期压裂井统计表明，含水低值期，产液量下降幅度大于30%的采油井压裂效果较好，而在含水回升期，产液量下降幅度大于10%的采油井适宜压裂；见效期、含水回升期含水下降幅度大于20%的采油井压裂效果好，其中见效期为引效作用，回升期为挖潜作用；同时采油井累计增油量越少，其压裂效果越好。
三是测井、试井资料具有压裂潜力的井。（1）表皮系数大的井：表皮系数是用来表征某井井底附近的完善程度，选择表皮系数大的井，即井底完善程度低的井压裂，可有效改善近井地带渗流条件，取得较好的压裂效果。从17口中有试井资料的5口井统计得出，压前的表皮系数越大，压后增油量越多。（2）流动系数小的井：表皮系数表征井底的完善程度，不能反映油井能量的损失，产能的减低。流动系数可以直接给出井壁阻力系数对产能的影响。统计有试井资料的5口井的效果发现，压前流动系数越小，压后的日增油越大，说明，压后日增油量随压前流动系数的减小而增加。（3）在选压裂井时，利用测井资料，优选层间动用不均衡、且有动用程度低、含水低的潜力层的井，可以取得较好的效果。例如B1-310-P36井，对比压裂前后的产液剖面可以看出，措施前压裂层动用厚度比例仅为15.6%，相对产液量为23.8%，压后动用厚度比例达到36.9%，相对产液量为49.5%；对于没有产出剖面的，我们可以借助连通注入井的注入剖面来判断分析采油井的动用状况，例如B1-310-P38井，该井未测产出剖面，借助周围一口连通注入井B1-310-P39井吸水剖面上看，该井层间吸入能力不均衡，根据注采关系的分析，注入井强吸水层位就是采出井的主要产液层，高含水层，B1-310-P38井存在动用程度低的油层，数值模拟显示在动用差的层位富集剩余油，最终确定该井为压裂井。
2.2 压裂层位的选择
一是优选含水及水淹程度低的层段。通过分析，选择含水及水淹程度低、剩余油相对富集的层段进行压裂，有利于达到采出井压裂后含水下降、产油增加的明显效果。统计结果表明，压裂层位高水淹比例小于40%时，压裂增油效果明显。注意的是在含水回升期优选压裂层段时，必须要搞清目前的剩余油分布后再确定，一旦压开高水淹条带，将会导致含水迅速上升，一定程度的降低含水回升期的采收率，影响聚驱的整体效果。
二是优选注采完善、河道砂连通厚度比例大的层位。从精细储层描述成果上分析，压裂的目的层应具有较高的聚驱控制程度，一类连通比例需达到70%以上，采出井每个压裂的目的层都至少与两个方向以上的注入井是一类连通。统计发现，聚驱控制程度在60%以上的井，压后可为有效井，日增油在5t以上，聚驱控制程度在大于65%的井， 压后日增油可达到10t以上，且从聚驱控制程度与压后日增油的关系曲线上可以看出，压后日增油随着聚驱控制程度的增大而递增。统计8口井压裂前后日增油量与河道砂连通厚度比例关系，结果表明，河道砂连通厚度比例越大，压裂后日增油量越多，效果越好。河道砂连通厚度比例大于50%的采油井，压裂后均为有效井，河道砂连通厚度比例大于83%的，压裂后为高效井。
三是根据不同阶段优选压裂层位类型及措施厚度。结合各阶段采油井特征及剩余油分布特点，确定各阶段压裂层位类型。含水下降期：河道边部和油层变差部位；含水低值期：河道主体带部位；含水回升期：三角洲前缘相为主的薄差层。
统计二类油层各阶段压裂井发现，要达到压裂后有效（增油大于5t），对压裂层措施厚度有一定要求：采油井含水小于80%时，措施厚度应大于4m；含水在80%-90%之间，措施厚度要大于5m；含水大于90%时，措施厚度要大于6m。
3压裂方式的选择
普通压裂：压裂层含水低，隔层条件好，可以单独构成一个压裂层段的，一般采用普通压裂技术，该方式适合含水下降阶段河道边部、产液量低、剩余油富集的采油井。
选择性压裂：油层厚度大，层内水淹不均匀或多层合压有高含水层的井可采用选择性压裂技术。该方式与普同压裂结合适用含水低值期河道主体带部位、产液量下降幅度大的采油井。
多裂缝压裂：压裂层多，隔层薄，不能单卡的层段可采用多裂缝压裂，该方式适合含水回升期薄差层发育，多向连通比例高，采聚浓度较高的采油井。
4 几点认识
（1）二类油层聚驱阶段最佳压裂时期为含水低值期；
（2）压裂层位厚度、水淹程度、连通性是压裂效果的重要保障。
（3）优选压裂层位沉积类型、优化压裂方式是关键。
参考文献
1.《二类油层综合调整配套技术及见效特征分析》。