选井选层

选井选层（精选4篇）

选井选层 篇1

1 问题的提出

油井补孔措施是增加射开新的油层, 是油田持续开发的重要增产措施, 进一步完善注采系统, 解决油水井射孔层位不对应问题, 完善单砂体注采关系, 有效挖掘剩余油, 可以取得较好的社会经济效益。

我们知道, 补孔的目的是为了挖掘剩余油。油田进入高含水后期开采阶段后, 随着油田储量运用程度的提高, 水淹厚度、水淹层数增加, 平面剩余油面积分散、变小, 开采过程中挖潜及水井方案综合调整的实施, 剩余油分布必将随之发生变化, 剩余油描述的难度越来越大。由于剩余油分布具有复杂性, 分布零散, 面积较小, 对于开发这样的剩余油一定要坚持动态的原则。

本文应用精细地质研究成果, 对区块优选补孔井, 从补孔效果的分析对比, 试图从补开厚度、单砂体注采关系、层间压力、层间差异、剩余油分布类型等方面解释补孔效果的差异, 从而为补孔选井选层提供方向, 对动态分析人员有很好的应用价值和实践指导意义。

2009年该区块共补孔8口井, 平均单井补开厚度13.7m, 有效厚度8.5m, 平均单井补开层数3.8个。补孔后日产液326.5t、日产油63.4t、含水80.6%。平均单井日增油7.8t, 含水下降17.7个百分点, 沉没度上升238m, 2009年累计增油7012t, 取得了较好的效果。

2 分析原因

2.1 不同厚度的补孔井效果不一样

我们以6t油为界, 将日增油大于或等于6t油的I类补孔井与日增油小于6t油的I I类补孔井进行统计对比, I类平均补开厚度13.7m, 有效厚度8.5m, 平均单井补开层数3.8个。I I类平均补开厚度3.6m, 有效厚度2.65m, 平均单井补开层数1.5个。这说明, 补开厚度越大, 有效厚度越大, 补孔层数越多, 补孔井增油越多, 说明补孔井应该具有一定的厚度、一定的层数 (表1) 。

2.2 断层附近有剩余油

2009年区块补开的8口油井有5口井位于断层附近, 该区域油井注采不完善, 且没有基础井网采出井点, 主力油层得不到有效动用, 剩余油富集。这5口井的补孔效果要优于其他3口井。

从A井葡Ⅰ11微电极曲线来看, 虽然受夹层影响, 但是幅度差较大且相对均匀, 反映储层物性较好。深浅三侧向曲线的视电阻率正幅度差值较大, 说明含油性好。从自然电位曲线来看, 异常幅度高, 渗透性好, 并且泥岩基线偏移量小于8m v, 水淹程度较低。综合分析, 该层剩余油饱和度为51%。

A井补开砂岩厚度11.1米, 有效厚度7.0米, 补开小层数11个, 位于断层附近, 补孔初期日增油11.4吨, 该井于2009年7月15日实施主力油层补孔, 2010年1月19日环空资料表明, 补开层葡I1.2层, 葡I21层是主产层, 分别占全井相对产液量的43.3%和17.4%。葡I1.2层是条带状发育, 基础井网水井在该层发育较差, 河道砂内的油层得不到动用, 补孔后证实该层是主产层。

2.3 基础井网水井附近油井, 长期注水已形成水淹带, 补孔泄压后导致含水偏高

B, C, D井位于基础井网水井E井周围, 虽然不属于同一井网, 但由于E井于1996年投产, 长期注水已经形成水淹带, 补孔泄压后导致含水偏高。

而其他5口油井均处于两断层之间和边部, 周围没有基础井网注水井点, 这样就使这5口井的主力油层没有水淹或水淹程度较低, 补孔后含水相对较低。

2.4 废弃河道砂遮挡形成的剩余油

F井葡Ⅰ332层砂岩厚度3.8m, 有效厚度3.2m, 水淹级别为低水淹, 为废弃河道遮挡形成的剩余油, 废弃河道为河流在局部弯曲, 河段侧向侵蚀, 进而发生截弯取直及决口改道后遗留下来的“牛轭湖”, 其底部往往保存着河道沉积特征, 亦可见较明显的冲刷面, 中上部则为相临活动河道在洪水期带来的细粒沉积物所填充, 反映在电测曲线上, 一般有底部砂泥岩突变, 而中、上部为互层锯齿状曲线或由于干旱形成明显的钙层, 废弃河道的沉积往往造成相邻河道砂体之间的渗流阻挡, 可以寻找大面积分布的厚油层的剩余油, 该井补孔后取得了日增油8t的效果。

3 几点认识

(1) 断层边部有剩余油。根据渗流力学的知识, 我们知道, 断层边部的油井由于受到断层的遮挡作用影响, 注入水难以波及, 使靠近断层边的区域易形成剩余油滞留区。

(2) 补开厚度较大的井补孔效果较好。补孔井应该具有一定的厚度和层数。

(3) 断层边部有剩余油。根据渗流力学的知识, 我们知道, 断层边部的油井由于受到断层的遮挡作用影响, 注入水难以波及, 使靠近断层边的区域易形成剩余油滞留区。

(4) 有些井周围资料少 (套变区、同位素、环空没测) 在分析过程中认为动用较差而实际已经动用, 补开后导致含水偏高。部分油井距水井较近, 长期注水已形成水淹带, 补孔泄压导致含水偏高。

参考文献

[1]刘春发等.《砂岩油田开发成功实践》石油工业出版社1996.9

选井选层 篇2

葡萄花油田于1979年投入开发, 属低渗透油田, 近几年压裂选井重点由初期连通好、油层厚度大的老油井和一次加密调整井, 转移到非均匀二次加密调整井, 压裂井的油层条件逐渐变差, 重点是扩边井及零星注采关系新完善井。近几年压裂挖潜对象转向剩余油分散的难采储层, 油井压裂效果也逐步变差。截止目前, 葡萄花油田油井共压裂643口, 占总井数的64.4%, 占正常生产井的70.0%, 两次压裂以上的井共205口, 重复井数占压裂总井数的32%。为了保证油井压裂效果, 提高方案符合率, 需要搞好压裂全过程的质量控制, 特别是压裂井选井选层工作。

2 应用西帕切夫水驱特征曲线指导压裂选井选层

2.1 水驱曲线的选择

西帕切夫水驱特征曲线是由前苏联学者西帕切夫于1981年提出的。其表达式为:

式中Np-累计产油, 104t, Lp-累计产液, 104m3, A、B-有关常数

西帕切夫水驱特征曲线在葡萄花地区大量实践应用证明, 该曲线主要具有如下特点:

(1) 适用于陆相沉积、非均质性较强、中等粘度 (3-30mPa·s) 油田。 (葡萄花油田原油粘度10-11 mPa·s) (2) 水驱曲线直线段出现时间较早, 一般在含水达到30%即可出现直线段。 (3) 西帕切夫曲线可较准确预测油田含水, 从而可准确预测各类油井的可采储量。 (4) 当油田采取调整措施后, 西帕切夫曲线不象甲、乙型曲线发生较大偏移。 (5) 西帕切夫曲线的横坐标是累计产液, 而不象累计产油有一定的限度, 因而避免了所谓水驱曲线后期上翘问题。

2.2 基本原理

由于d Wp/dt=qw、d Np/dt=qo, 积分后代入公式 (1) 可得:

当油田极限含水率取0.98时, 累计产油即为油田可采储量, 公式 (2) 可变为:

式中fw-油田含水率小数

NR-可采储量104t

用NR-Np即可得到油井的剩余可采储量, 用Np/NR即可得到油井目前可采储量采出程度。需要指出由于葡萄花地区已进行了大面积的一次加密调整, 部分基础井网油井水驱特征曲线在加密后出现偏移或折点, 其剩余可采储量应用一次加密后水驱曲线的直线段计算。如油井葡92-78, 所处区块于91年加密调整, 其西帕切夫水驱曲线于加密后发生偏移。在计算其剩余可采储量时, 应用加密后水驱曲线直线段的常数[1]。

2.3 确定界限值

应用公式 (3) 对葡萄花地区近三年170口压裂油井进行了剩余可采储量预测和可采储量采出程度预测。根据油井水驱状况, 将压裂油井分为三个级别: (a) 水驱状况差标准:压裂层段与水井连通有效厚度小于2.0m, 井数:45口。 (b) 水驱状况较好标准:压裂层段与水井连通有效厚度在2.0m到3.0m之间, 井数:87口。 (c) 水驱状况好标准:压裂层段与水井连通有效厚度大于3.0m, 井数:38口。

建立剩余可采储量和每口压裂油井所创经济效益的关系图。压裂油井所创经济效益按下式计算:经济效益=油井压裂累计增油×760 (按每吨原油效益760元) 。以油井压裂所创经济效益为主要衡量指标, 以每口油井压裂成本为22.5万元计算, 压裂后所创经济效益能收回压裂成本井共有133口。

从关系图1中可见, 水驱状况差的45口油井有10口油井措施后未收回压裂成本, 可收回压裂成本的35口油井中, 有80%的油井剩余可采储量在2.55×104t以上, 所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在2.55×104t;

从关系图2可见, 水驱状况较好的87口压裂油井有18口油井措施后未收回压裂成本, 可收回压裂成本的69口油井中, 有80%油井剩余可采储量在1.93×104t以上, 所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在1.93×104t;

从关系图3可见, 水驱状况好的38口油井有9口油井未收回压裂成本, 在收回压裂成本的29口油井中有80%油井剩余可采储量在1.54×104t以上, 所以将这部分油井收回压裂成本的剩余可采储量最低界限定在1.54×104t。

按上述三个级别, 确定可采储量采出程度与油井压裂效益之间的关系, 水驱状况差油井压裂最高可采储量采出程度界限为57%;水驱状况较好油井压裂的最高可采储量采出程度界限为69%;水驱状况好的油井压裂的最高可采储量采出程度界限为75%[2]。

2.4 研究结果

通过以上统计总结可以看出, 葡萄花油田目前油井压裂选井可应用西帕切夫水驱特征曲线预测油井的剩余可采储量以及可采储量采出程度, 从而为油田压裂选井提供参考。其具体方法是:当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度小于等于2.0m时, 要求其剩余可采储量大于2.55×104t, 可采储量采出程度小于57%;当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度在2.0m到3.0m之间时, 要求其剩余可采储量大于1.93×104t, 可采储量采出程度小于69%;当压裂油井压裂层段与水井连通有效厚度大于等于3.0m时, 要求其剩余可采储量大于1.54×104t, 可采储量采出程度小于75%[3]。

3 应用精细地质研究成果进一步优化油井压裂选井选层工作

3.1 掌握剩余油分布特点

根据精细地质研究成果, 葡萄花油田剩余油分布特点如下: (A) 平面上:水下分流主河道和主体席状砂水淹程度较高, 剩余油较少;内前缘水下分流浅滩和浅河道水淹比例较低, 剩余油较多;非主体席状砂和透镜状砂水淹最低, 剩余油相对最高。 (B) 纵向上:因为葡I组油层在纵向上层间差异较大, 非均质性强, 具有层间干扰特点。油层中部葡I6-9砂岩组内前缘相储层发育, 物性好, 单层厚度大, 水淹程度高, 剩余油潜力较小;而葡I1-5和葡I10-11砂岩组的油层以外前缘相薄层席状砂为主, 水淹程度低, 剩余油潜力较大。

3.2 不同类型砂体压裂潜力

3.2.1 非主体席状砂。

非主体席状砂由于油层薄, 注水见效差, 根据精细地质研究成果, 非主体席状砂的低水淹厚度占总厚度比例45.4%, 是剩余油主要类型。在近几年的压裂井中, 80%以上的压裂层为非主体席状砂。

3.2.2 内前缘水下分流浅滩和浅河道。

与主河道相比, 水下分流浅滩和浅河道由于渗透率较低, 注水见效差, 存在剩余油, 压裂后能取得较好效果。

3.2.3 水下分流主河道。

精细地质研究表明, 水下分流主河道低水淹厚度比例只有10.5%, 相对比较是剩余油分布较少地区。但由于厚度大, 与注水井连通好, 是中含水油井进行压裂的首选层。此外部分主河道油层由于油层污染, 也存在大量剩余油。

3.2.4 河道边部、变差部位。

当注入水沿河道单方向推进, 河道内油层高水淹, 而河道边部、变差部位, 由于平面矛盾存在剩余油, 可以对河道内油层堵水, 边部或变差部位油层进行压裂。

4 油田开发中应用实例

4.1 应用西帕切夫曲线选井

该井西帕切夫曲线为:由曲线可看出该井西帕切夫水驱特征曲线公式为:

常数A=0.8246;常数B=0.1579。将A、B代入公式 (3) 得该井可采储量:

葡83-64全井射开砂岩13.1m, 射开砂岩有效厚度9.2m, 压裂前日产液18t, 日产油2t, 综合含水91.3%, 累计产油3.9241×104t。与水井连通厚度8.9m, 累计产油量Np=3.9241×104t, 剩余可采储量为1.6706×104t;可采储量采出程度为70.14%。该井水驱状况好, 其剩余可采储量高于该类型压裂井压裂界限1.54×104t, 可采储量采出程度低于该类型压裂井可采储量采出程度界限75%。

4.2 应用精细地质研究成果选层

该井共有13个小层, 其中葡I12-22、葡I51-2、葡I71为内前缘水下分流河道浅滩沉积, 通过动态分析表明葡I51-2、葡I71为与水井连通较好, 适合压裂挖潜;葡I4、葡I8为水下分流主河道, 一般情况高度水淹, 不宜作为挖潜对象, 但监测资料表明该井的表皮系数为3.6637, 油层污染严重, 综合分析后认为这两层具有压裂潜力。葡I9-11层为外前缘席状砂沉积, 为剩余油主要分布区, 且该层连通状况较好, 具有压裂潜力, 压裂后效果较好, 日增液41t, 日增油13t。

应用该方法对葡萄花地区43口油井进行压裂潜力分析, 初步判断其中19口油井具有压裂潜力, 对其中15口油井进行压裂, 有13口井效果较好, 平均单井日增油5.1t, 油井方案符合率达86.7%, 比全区方案符合率高出4.1个百分点, 比上年葡萄花地区油井压裂方案符合高出6.2个百分点。

5 结论与认识

(1) 该方法可为高含水期油田油井压裂选井提供宏观控制, 特别是为井层条件较差和高含水油井压裂选井选层提供了较好依据; (2) 实践证明应用西帕切夫曲线进行压裂选井, 根据精细地质研究进行压裂选层的方法可在一定程度上提高油井压裂方案符合率。但该方法不能作为油井压裂选井唯一判定依据, 可作为压裂选井的参考条件, 应用该方法时要结合动态分析; (3) 由于水驱特征曲线具有易受油层特点和原油粘度等因素影响的特点, 所以本文所提到的压裂选井界限值只适用葡萄花油田, 而其它油田应重新确定界限值。 (4) 油井压裂效果除受井层条件影响外, 还与压裂层段划分、压裂方式选择、施工质量等因素有关, 要提高油井压裂方案符合率, 应综合考虑各种因素

摘要：随着油田开发的不断深入, 葡萄花油田已进入高含水期开采, 油井压裂选井选层越来越困难。为了确保油井压裂的经济效益, 提高油井压裂方案符合率, 根据近年来的压裂选井选层实践, 总结了一套适合葡萄花油田的压裂选井选层方法, 即应用西帕切夫水驱曲线结合精细地质研究成果指导压裂选井选层的参考方法。经实际应用, 取得了较好的效果。

关键词：压裂选井选层,西帕切夫曲线,精细地质

参考文献

[1]李理.水驱特征曲线研究综述[J].内蒙古石油化工, 2010, 14.

[2]孙久刚.葡萄花油田含水变化规律探讨[J].黑龙江科技信息, 2008, 9, 25.

选井选层 篇3

试井主要是在试油的基础上, 对具有开采价值的油气层进行进一步的测试, 利用试井测试结果, 可以了解储层连通情况、供气范围、储层能量大小、地层参数, 最终的目的是建立储层动态模型, 对单井长期生产进行预测, 指导油气田开发。

通过对某口油井在某个时期所测得的压力恢复曲线及相关参数分析, 反映出该井当时的地层渗流条件及能量供给情况, 可以作为指导油井压裂选井及判断压裂效果好坏的重要手段。采油井压裂后效果的好坏从生产数据上可以直观表现出来, 日产液量和日产油量大幅度增加, 同时在试井曲线的形态及相关参数上也会发生明显变化。

1 采油井压裂前具有较高的地层压力, 近井地带完善程度低, 这样的井适合压裂

适合压裂的井压裂前双对数曲线有明显驼峰, 半对数曲线呈“S”状, 近井地带完善程度低, 反映该井具有较强的供液能力, 早期有变井储特征, 充分表现出低渗透储层渗透性差的特性, 这种曲线只能提供一个末点压力值, 而中、高渗透井的曲线则能反映出完整的早中晚期段, 从而计算出油田开发需要的渗透率、表皮系数等各种参数, 所以说明近井地带有污染, 地层能量未能充分发挥, 属于高压低渗型。通常压裂前后对比压力-倒数曲线上井储时间明显缩短, 在早期的井储和过渡段后, 呈现出近似双轨道状, 驼峰明显变小, 半对数曲线由“S”形变为“厂”字形, 地层系数、有效渗透率等参数明显增大, 反映出地层渗流条件明显变好。高压低渗型分为污染堵塞型和低渗污染型两种。

1.1 污染堵塞型

污染堵塞型是高压低渗型中最为常见的。它压裂前双对数曲线表现为驼峰较高, 径向流线不明显, 半对数曲线表现为续流段长, 径向流直线段短, 呈“厂”字形;而压裂后双对数曲线表现为驼峰减小, 半对数续流影响时间缩短, 出现径向流直线段的时间提前。所以从试井曲线上可以明显反映出压裂对低渗透近井地带储层物性的改善情况, 从而为下一步措施保护性的方案调整提供依据。

1.2 低渗污染型

低渗污染型压裂前双对数曲线表现为驼峰较高, 径向流线不出现, 半对数曲线表现为续流段长, 径向流直线段短, 呈“S”型;压裂后双对数曲线表现为驼峰减小, 半对数曲线表现为形态由“S”型变为弧线上升型, 效果明显。

2 采油井压裂前具有较高的地层压力, 近井地带完善程度高, 地层渗流条件好, 这样的井不适合压裂

该类井压裂前地层压力较高, 双对数无明显驼峰, 很快出现0.5线, 半对数曲线呈“厂”字形, 表皮系数小, 反映出该井近井地带基本无污染, 地层渗流能力强;压裂后双对数曲线和半对数曲线形态均无明显变化。具备此类型测压曲线特点的采油井压裂后改善程度小, 地层系数、有效渗透率等参数没有变化或变化不明显;增液增油幅度小, 压裂效果差, 为此不适合压裂。

3 地层压力低渗透率低, 不适合直接采取压裂改造

该类井压裂前双对数表现为无明显驼峰, 不出现0.5线, 半对数曲线表现为弧形上升, 反映出地层低压低渗透, 通常该类井压裂后, 压力曲线也无明显变化, 地层系数、有效渗透率等参数也无明显变化;不增液, 不增油, 属于低压低渗。

4 地层压力低, 地层渗流条件好, 这样的井不适合压裂改造

该类井压裂前地层压力较低, 地层渗流条件较好, 但压裂后由于压裂液返排效果差造成地层二次污染, 地层渗流条件进一步变差。压裂前双对数曲线表现为没有驼峰显示或驼峰很小, 较快出现0.5水平线, 径向流直线段明显, 或曲线呈弧线上升型;压裂后双对数曲线和半对数曲线型态均基本没有变化或变化不明显。

5 试井资料在重复压裂井中的应用

油井压裂后压力恢复曲线随着压裂时间延长、地层条件变化, 曲线形态发生相应的变化.。随着压裂选井选层难度加大, 重复压裂比例逐渐升高, 为提高重复压裂井的措施效果, 对重复压裂井的动态变化和压力变化情况进行跟踪分析, 确定再次压裂时机.通过试井资料分析, 压裂效果差是由于压裂工艺与目的层沉积特点不匹配造成的, 于是进行“同层不同规模”压裂。

6 结论

(1) 随着压裂选井选层的难度逐渐加大, 试井资料可以对储层性质、当前的供液能力及油层污染情况进行评价, 因此作为压裂选井选层的辅助手段, 在避免一些低效无效井出现上具有重要指导意义。

(2) 是综合利用压后生产动态资料和试井解释成果资料, 可以开展油井压裂效果评价。试井资料在对压裂效果差井的原因分析上起到重要作用, 可以通过曲线形态特点及试井解释的地层渗流参数值判断裂缝形成与否、对地层的改善程度及是否存在二次污染等, 为进一步改善油井开发效果提供重要依据。

(3) 油井压裂后, 即使连通注水井实施调整、增注等保障措施, 裂缝最长在24个月后也就闭合或没有压开裂缝。在此后, 可以根据油井的生产动态变化情况和试井解释成果进行综合分析, 实施重复压裂, 提高油井产能。

(4) 试井资料的应用是随着试井技术的发展而不断发展的, 在油田不同开发阶段为解决不同时期的开发矛盾而赋予新的应用范畴。

摘要：随着压裂选井选层的难度逐渐加大, 试井资料可以对储层性质、当前的供液能力及油层污染情况进行评价, 因此做为压裂选井选层的辅助手段, 在避免一些低效无效井出现上具有重要指导意义。

关键词：压裂,双对数,半对数,地层压力,渗流条件

参考文献

[1]姚军, 吴明录, 戴卫华, 等.流线数值试井解释模型[J].石油学报, 2006, 27 (3) :96-99[1]姚军, 吴明录, 戴卫华, 等.流线数值试井解释模型[J].石油学报, 2006, 27 (3) :96-99

[2]张望明, 韩大匡, 连淇祥等.多层油藏试井分析.石油勘探与开发, 2001;28 (3) :63-68[2]张望明, 韩大匡, 连淇祥等.多层油藏试井分析.石油勘探与开发, 2001;28 (3) :63-68

[3]刘立明, 陈钦雷.三维两相流数值试井模型[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2003, 27 (6) :42-45[3]刘立明, 陈钦雷.三维两相流数值试井模型[J].石油大学学报 (自然科学版) , 2003, 27 (6) :42-45

选井选层 篇4

对于注水开发的油田, 随着开发时间的延长, 油田进入中高含水期后, 产量递减速度也在加快。而油井压裂作为改善油层渗流条件、提高油井产量, 保证油田稳产的主要措施, 在油田开发上起着重要的作用。但从1995年到2002年间, 全厂重复压裂油井井数不断增加, 每年重复压裂井数由少时的21口上升到最高时的68口, 重复压裂井数最高时, 占全厂压裂总井数的40%以上, 早投产的地区重复压裂的井数比晚投产地区重复压裂井井数明显增多, 而且压裂效果也不是很理想。统计近年来油井重复压裂效果, 2002年以前重复压裂油井平均单井日增油3.0t左右, 目前重复压裂油井平均单井日增油1.0t左右, 日增油明显减少。并且, 近年来, 在重复压裂井的选井选层上, 难度也越来越大。如何利用好现有的资料, 达到好的压裂效果, 是技术人员要探讨的问题, 总结出重复压裂好的经验, 也能为今后的油田开发提供宝贵的经验。

1 影响油井重复压裂效果的因素

根据现场重复压裂油井的生产动态分析, 我们知道影响油井重复压裂效果的因素很多, 主要有地质因素、工艺条件以及压裂井的管理等, 其中地质因素是压裂井的物质基础, 主要有如下三个方面。

1.1 油层条件对重复压裂井的影响

压裂作为油井的增产措施, 可以提高井筒附近油层的渗透率。作为增产的油层条件包括:与产量提高幅度密切相关的剩余油或剩余可采储量及影响压裂有效期长短的油层能量是否充足。葡萄花油层进入中高含水期开采, 大部分油井的部分层进入中高含水期, 选择低含水厚油层的压裂井减少, 而能够压裂的井层主要是中高含水井点的低含水薄油层。同时与地层能量相关的油水井连通状况也是影响压裂效果的一个重要的地质因素。

1.2 含水级别对重复压裂的影响

油田开发资料表明, 随着油田含水率的上升, 流动压力上升, 层间、平面矛盾突出, 油井生产能力下降。重复压裂油井, 油层内部流线的改变对含水层的作用也是随着油井含水率的高低而不同, 含水越高, 含油饱和度越小, 因而流向压开部位的水就会多一些。

1.3 地层压力

工作人员在重复压裂的实践过程中发现, 压裂效果的好坏与压裂井的地层压力值有关, 根据统计22口油井地层压力与单位有效厚度增油量数据, 这二者关系是呈曲线分布的, 当压力水平过低 (低于饱和压力) , 驱动能量小, 油层已严重脱气, 压裂主要提高气相渗透率, 气量增加, 油量增加幅度不大;地层压力过高时 (高出原始地层压力) , 注大于采, 超注现象严重, 而重复压裂后会使渗流阻力小的方向注入水突进, 压后水相渗透率增加最大, 含水上升, 产油量提高幅度不大。合理压力区间是压力在合理的范围内, 没有游离气也没有超注现象, 因此是培养好压裂油井的最佳条件。

2 油井重复压裂选井方法

2.1 根据水力裂缝状况选井

油井压裂后的生产特征一般可分为三个阶段:一是线性流阶段。二是拟径向流阶段。三是径向流阶段。

2.2 根据分析油井周围剩余油选井

油井经过长期的注水开发, 地层中从注水井到油井间各小层的含油饱和度也在不断地变化。对于近距离的油井来讲, 由于注水井的水线不断地流向油井, 对附近地层加大了冲刷的力度, 使周围油井的含油饱和度减小;对于角井而言, 由于油水井距离远些, 水流到油井的流速不断地在减小, 油被水驱走的程度要相对少些, 因此, 在横向上, 层间就存在一个相对富集的剩余油区域, 含油饱和度分布不均匀, 在平面上形成了不同流度的渗透区。注水井由于长期注水, 在注水井周围就形成了水区, 对远井地层的冲刷减弱, 水区向外过渡就为油水混合区, 在水区向油区混合过渡中, 也会形成剩余油相对富集的区域。剩余油的富集区可以根据油井的双对数曲线及动态分析得知, 如果油井剩余油富集, 在双对数曲线的流度会明显小于第一个流域, 从而使曲线上翘。

3 油井重复压裂选层方法

应用上述方法确定重复压裂井后, 为了保证效果, 还要进行小层优选。

3.1 选择上次压裂没有压开的或没压过的小层

在重复压裂选层时, 应尽量选择以往没压开过或压裂层以外的层, 这样的层一般层间矛盾突出, 但增油潜力较大。在这类油层中, 还应分析以往压裂层与新压裂层的层间矛盾, 对于已压开层段, 尽量细分, 使其重新压开新油层, 避免重复压裂沿原来老缝压开, 保证重复压裂效果。如果层间矛盾突出, 还可以采取压堵结合的方法, 减小高低渗透层的层间矛盾。

3.2 选择有新增来水方向的油层进行重复压裂

在重复压裂井选层时, 可通过油井产液剖面与水井吸剖面及油水井动态资料综合进行分析, 找出动用差的油层, 选择高含水井的低含水层进行重复压裂。特别是注采关系新完善地区, 有些重复压裂层有了新的来水方向后, 油层有了新的能量来源, 液流方向发生改变, 压裂效果会更好。

3.3 选择压裂后污染的油层进行压裂

油井一次压裂后, 一部分油井在压裂后的生产过程中, 由于检泵、测试、洗井、作业等原因造成了油层污染, 致使产量下降, 压裂有效期变短。在重复压裂选井选层时, 应该选取油层被污染的层进行再次压裂。如油井作业时井口放压, 致使油井井筒周围流动压力过低, 胶质含量较高的原油析蜡堵塞油层的压裂缝隙, 油井的压裂增油的效果就没有充分发挥出来。

3.4 选择井间有微背斜构造的层作为重复压裂层, 并采用一些新型的压裂工艺技术进行压裂

对于以往压裂层段较厚, 双对数曲线显示有丰富的剩余油存在, 井间有微背斜构造的油层, 可以考虑采用新型的压裂工艺在水平压裂缝未端产生垂直缝或网状缝。有资料证明井间微背斜构造在注水开发油田易形成井间背斜圈闭, 层间易聚集较多的剩余油, 如果通过新型的压裂工艺在水平压裂缝的未端产生垂直缝或网状缝, 使压裂缝分布在微背斜构造的上部, 就会大大的增加泄油面积, 可以采出微背斜构造的剩余油。

像端部脱砂的压裂工艺技术, 就可以形成网状新裂缝, 产生比原裂缝更宽的支裂缝, 还可以沟通更多的微裂缝, 扩大油井的泄油面积。再有这种新工艺技术也可以利用油溶性暂堵剂, 使裂缝转向, 形成网状裂缝, 达到增产的效果。

4 几点认识

4.1 由于压裂改造的油层条件逐年变差, 压裂改造油层的层段划分及压裂方式很重要, 特别是重复压裂的油井, 因此, 在压裂工艺允许的情况下, 尽可能地细分压裂层段, 对于油层厚度均匀且有效厚度小的压裂层段, 尽可能采用多裂缝方式压裂。

4.2 油井压裂是一个复杂的过程, 必须把井层确定、工艺优选及压前培养、压后保护各个环节紧密结合, 综合运用, 才能达到好的增油效果。

4.3 充分利用不稳定试井资料, 不仅获取地层压力资料, 而且还可以获取裂缝分布、闭合状况及剩余油分布情况等资料, 因此, 试井曲线可以更好推广应用。

4.4 在油田进入高含水开发期, 剩余油分布越来越复杂, 用以往选井选层的方法进行压裂, 越来越难保证压裂效果, 研究新的压裂工艺和优化重复压裂井的选井选层方法是油田稳产的有效保证。

摘要：油井压裂是改善油层渗流条件, 增加油井产量的主要措施, 是油田进行产液结构调整, 挖掘油层潜力, 保持油田持续稳产的重要手段。但随着油田开发时间的延长, 可供压裂井选井选层的油层条件逐年变差, 重复压裂井逐年增多, 选层潜力越来越小, 压裂效果逐年变差。文章通过对葡萄花油田近年来油井重复压裂效果分析, 初步总结出油井选井选层的基本原则, 为老油井重复压裂提供了宝贵的经验。