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中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）02-0166-01
1、开采简况
X-20-469井位于萨北开发区北三东东部，是一口开采萨尔图油层的二次加密井，于1992年9月27日投产，射开砂岩厚度13.5m，有效厚度6.3m，地层系数1.741μm2·m。其注水井组为不规则行列井网。该井自投产以来日产液量一直低，2002年压裂后日产液量仍低于32t，含水50%。2009年11月起开始间抽，成为低效井。根据历年剖面反映，该井各个小层动用程度低，含水较低，存在措施潜力。
2、潜力分析
该井2002年实施了压裂，共普通压裂SI1～4+52与SII12～15+162两段，压裂见到一定效果，但日产液量仍低于32t，流压仍处于较低水平，压裂层段产液能力未得到充分的释放。2009年9月该井开始间抽，成为低效井。通过2010年的试井资料显示，本井表皮系数为-3.04，非地层污染井，续流段较长，实测得有效渗透率0.013μm2，流动系数0.053μm2/mPa· s，地层系数0.084μm2·m。地层条件较差。认为造成该井目前低效的原因是地层渗透条件变差。有进一步压裂改造潜力。
从静态资料分析，该井各小层发育较好。
SII2+3层位是全井射开最好的层段，位于条状河道拐弯处，砂岩厚度2.2m，有效厚度1.5m。水井X-21-469位于河道变差部位，于该井属于二类连通。水井X-1-94于1988年报废，更新井X-1-FW94于2001年投产，该条状河道动用程度较低，存在剩余油。
SII12层位于河道边部，砂岩厚度1.8m，有效厚度1.5m。河道内油水井连通好，结合油井剖面可见相邻油井X-20-468井位于主流线上，本井动用程度低，含水低，存在剩余油。
SII13+142层位于河道边部变差部位，砂岩厚度1.3 m，有效厚度0.8m。与周围水井二类联通，通过历年剖面分析，该小层产液量小，含水较低，存在剩余油。
从动态资料分析，对比历年产出剖面，各小层动用程度低，含水较低。因布井方式为不规则行列井网，缺少注水井点，该井投产以来一直处于液量低，含水低，流压低的状态，存在措施潜力。
根据上述分析，为了使该井的生产能力得到进一步发挥，决定对该井实施第二次压裂改造，对于发育最好的SII2+3～4一段，进行选择性压裂；对于已压裂过的层段SII12～15+162，这次分两段SII12～13+142、SII13+143～15+162执行重复压裂，压裂方式选用普通压裂。
3 压裂及水井调整
3.1 压前培养与压裂
该井2010年地层压力为10.34MPa，总压差为-0.61 MPa。为保证压裂效果，决定对该井连通水井进行提水，进行压前保护。针对X-20-469的压裂层位，对水井X-1-491编制了提水方案，偏二SII2～15+16配注由30m3/d提高到50m3/d。全井配注由120m3/d提高到140m3/d。
该井于2011年2月27日實施压裂。压裂后换大泵44-70mm。压裂初期日产液83.8t/d，日产油10.9 t/d，含水87.0%，较压前日增油10.1 t/d，含水下降2.34%。
3.2 压后保护
为延长压裂有效期，保证地层能量供给，压裂后，又对周围两口水井实施方案提水。X-1-FW94的SII7+8～13+142配注提高20 m3/d ；X-1-495全井配注提高20 m3/d，其中偏二SII2+3～5+62提水10 m3/d，偏三SII12-14～SIII2提水10 m3/d。对水井X-21-469编制了重组方案，这口水井SII13+141.2.3～15+162层段为停注层，停注年限17年。重组后，层段划分为SII12～15+162，使该层段完全对应压裂层位。层段恢复注水量30m3/d，全井配注提高20 m3/d。截止目前，共对X-20-469周围4口水井实施提水措施，除X-21-469重配后测试仪器下不去待作业处理外，其他方案均实施到位，井组共提高配注80 m3/d，实注68m3/d。
3.3 压裂效果
通过上述工作，X-20-469目前日产液66.3t/d，日产油9.9 t/d，含水85.1%，有效期已达到5个月，累计增油1327.5t。对比压裂前后两次压力资料，双对数曲线形态明显改善，实测得有效渗透率0.031μm2，流动系数0.106μm2/mPa· s，地层系数0.197μm2·m。地层渗透条件得到改善。对比压裂前后产出剖面，压裂层段产出能力得到充分释放。
4、目前问题及下步工作
1，根据2011年7月15日测得的产出剖面显示，虽然本次压裂有效的释放了压裂层位的产液能力，但造成的层间差异使得原本有产液能力的SI组油层不产液，全井动用比例变差。在SI组油层控制注水强度，不能提水的前提下，做好周围注水井的管理工作，保证SI组“注够水，注好水”，促使油井SI组见效。
2，虽然该井组水井跟踪调整效果明显，压裂后地层能量损失较小，但目前地层压力仍然较低，仅为9.41MPa，总压差-1.55MPa，需要密切关注。进一步做好压力恢复工作，是保证措施井长期有效的前提。
5、几点认识
1，针对有过压裂历史的低效井，在治理中要做到解放思想，充分利用油田监测资料，细致分析。对于特定条件下的井，可实现重复压裂。
2，实施措施要及时配套，既要对油井采取增产措施，又要搞好注水方案调整，适时的压前培养和后期的跟踪调整是借以保证充足地层能量，维持压裂效果的重要前提。
1、开采简况
X-20-469井位于萨北开发区北三东东部，是一口开采萨尔图油层的二次加密井，于1992年9月27日投产，射开砂岩厚度13.5m，有效厚度6.3m，地层系数1.741μm2·m。其注水井组为不规则行列井网。该井自投产以来日产液量一直低，2002年压裂后日产液量仍低于32t，含水50%。2009年11月起开始间抽，成为低效井。根据历年剖面反映，该井各个小层动用程度低，含水较低，存在措施潜力。
2、潜力分析
该井2002年实施了压裂，共普通压裂SI1～4+52与SII12～15+162两段，压裂见到一定效果，但日产液量仍低于32t，流压仍处于较低水平，压裂层段产液能力未得到充分的释放。2009年9月该井开始间抽，成为低效井。通过2010年的试井资料显示，本井表皮系数为-3.04，非地层污染井，续流段较长，实测得有效渗透率0.013μm2，流动系数0.053μm2/mPa· s，地层系数0.084μm2·m。地层条件较差。认为造成该井目前低效的原因是地层渗透条件变差。有进一步压裂改造潜力。
从静态资料分析，该井各小层发育较好。
SII2+3层位是全井射开最好的层段，位于条状河道拐弯处，砂岩厚度2.2m，有效厚度1.5m。水井X-21-469位于河道变差部位，于该井属于二类连通。水井X-1-94于1988年报废，更新井X-1-FW94于2001年投产，该条状河道动用程度较低，存在剩余油。
SII12层位于河道边部，砂岩厚度1.8m，有效厚度1.5m。河道内油水井连通好，结合油井剖面可见相邻油井X-20-468井位于主流线上，本井动用程度低，含水低，存在剩余油。
SII13+142层位于河道边部变差部位，砂岩厚度1.3 m，有效厚度0.8m。与周围水井二类联通，通过历年剖面分析，该小层产液量小，含水较低，存在剩余油。
从动态资料分析，对比历年产出剖面，各小层动用程度低，含水较低。因布井方式为不规则行列井网，缺少注水井点，该井投产以来一直处于液量低，含水低，流压低的状态，存在措施潜力。
根据上述分析，为了使该井的生产能力得到进一步发挥，决定对该井实施第二次压裂改造，对于发育最好的SII2+3～4一段，进行选择性压裂；对于已压裂过的层段SII12～15+162，这次分两段SII12～13+142、SII13+143～15+162执行重复压裂，压裂方式选用普通压裂。
3 压裂及水井调整
3.1 压前培养与压裂
该井2010年地层压力为10.34MPa，总压差为-0.61 MPa。为保证压裂效果，决定对该井连通水井进行提水，进行压前保护。针对X-20-469的压裂层位，对水井X-1-491编制了提水方案，偏二SII2～15+16配注由30m3/d提高到50m3/d。全井配注由120m3/d提高到140m3/d。
该井于2011年2月27日實施压裂。压裂后换大泵44-70mm。压裂初期日产液83.8t/d，日产油10.9 t/d，含水87.0%，较压前日增油10.1 t/d，含水下降2.34%。
3.2 压后保护
为延长压裂有效期，保证地层能量供给，压裂后，又对周围两口水井实施方案提水。X-1-FW94的SII7+8～13+142配注提高20 m3/d ；X-1-495全井配注提高20 m3/d，其中偏二SII2+3～5+62提水10 m3/d，偏三SII12-14～SIII2提水10 m3/d。对水井X-21-469编制了重组方案，这口水井SII13+141.2.3～15+162层段为停注层，停注年限17年。重组后，层段划分为SII12～15+162，使该层段完全对应压裂层位。层段恢复注水量30m3/d，全井配注提高20 m3/d。截止目前，共对X-20-469周围4口水井实施提水措施，除X-21-469重配后测试仪器下不去待作业处理外，其他方案均实施到位，井组共提高配注80 m3/d，实注68m3/d。
3.3 压裂效果
通过上述工作，X-20-469目前日产液66.3t/d，日产油9.9 t/d，含水85.1%，有效期已达到5个月，累计增油1327.5t。对比压裂前后两次压力资料，双对数曲线形态明显改善，实测得有效渗透率0.031μm2，流动系数0.106μm2/mPa· s，地层系数0.197μm2·m。地层渗透条件得到改善。对比压裂前后产出剖面，压裂层段产出能力得到充分释放。
4、目前问题及下步工作
1，根据2011年7月15日测得的产出剖面显示，虽然本次压裂有效的释放了压裂层位的产液能力，但造成的层间差异使得原本有产液能力的SI组油层不产液，全井动用比例变差。在SI组油层控制注水强度，不能提水的前提下，做好周围注水井的管理工作，保证SI组“注够水，注好水”，促使油井SI组见效。
2，虽然该井组水井跟踪调整效果明显，压裂后地层能量损失较小，但目前地层压力仍然较低，仅为9.41MPa，总压差-1.55MPa，需要密切关注。进一步做好压力恢复工作，是保证措施井长期有效的前提。
5、几点认识
1，针对有过压裂历史的低效井，在治理中要做到解放思想，充分利用油田监测资料，细致分析。对于特定条件下的井，可实现重复压裂。
2，实施措施要及时配套，既要对油井采取增产措施，又要搞好注水方案调整，适时的压前培养和后期的跟踪调整是借以保证充足地层能量，维持压裂效果的重要前提。