论文部分内容阅读
【摘要】杜84-35-81井是杜84块南部一口稠油井，2005年5月投产以来，该井产液强度一直较低。针对这一状况，本文在分析了该井基本情况的基础上，结合各种动静态资料及监测资料，对其产液强度低的原因进行了分析，并提出了有针对性的治理措施，通过压裂改造提高了该井的产液强度，改善了该井的开发效果。
【关键词】低产 产液强度 剩余油潜力 压裂
1 基本情况
杜84-35-81位于杜84块南部，是2008年5月投产的一口抽油机井，采用70米井距加密井网，开发目的层为兴Ⅱ+兴Ⅲ油层。全井射开砂岩厚度23.7m，有效厚度15.8m，原始地层压力8MPa。投产初期日产液19.6t，日产油11.6t，综合含气41%。开采至2013年3月份，该井日产液17t，日产油8.8t，综合含气73%，液面480m，流压3.5MPa。
2 问题的提出
杜84-35-81位于杜84块南部，于2008年5月投产，投产后产液强度一直较低。为了加强该井的产液能力，有必要综合各种动静态资料，对其低产液强度原因进行分析，并明确该井剩余潜力分布状况，提出有针对性的治理措施，改善该井的开发效果。
3 低产液强度原因分析
杜84-35-81井投产后，产液强度一直较低，针对这种状况，通过对本井储层发育情况的研究，结合各种精细地质解剖成果及动态监测资料，对该井低产液强度原因进行了分析。
3.1 储层发育差，导致产液强度低
杜84-35-81井位于杜84块南部，射孔层渗透率仅为0.264μm2，与井组内其它采油井比低0.032～0.360μm2。由于储层渗透率低，引起该井近井地带渗流能力差。由于射孔层厚度也是反应储层状况的重要参数，为了能够综合利用渗透率与厚度参数，全面地分析杜84-35-811井储层状况，引用地层系数进行比较，采油井受效较差，导致其产液强度较低。
3.2 井组内平面差异大，导致产液强度低
从平面上看，兴Ⅱ、兴Ⅲ层分为两个沉积单元，即兴Ⅱ和兴Ⅲ。兴Ⅱ沉积单元发育砂岩厚度4.8m，有效厚度3.9m，为低弯曲河道沉积，本井位于河道边部变差部位，注气受效差。兴Ⅲ沉积单元发育砂岩厚度2.2m，有效厚度2.0m，为大型曲流河沉积模式，复合点坝砂体发育，本井虽然位于河道中部，但与周围注采井相比，发育厚度较小，为河道内局部变差部位，注气受效差。同时为定性的分析、判断平面上的注采差异，采用了井间示踪检测技术，在某注入井中添加氯化铵，进行井间跟踪。从监测结果上看，杜84-35-81井中未检测到某注入井中的氯化铵示踪剂。
4 剩余油潜力分析
综合本井射孔层位发育情况、连通状况及周围注气井的注入状况，结合原井网注采关系及小层解释资料，对剩余油潜力进行了分析。
4.1 小层解释资料表明：本井剩余油较富集
从本井小淹层解释资料上看，射孔层以低未气驱为主，其厚度为4.4m，占总厚度的74.6%。其中未气淹厚度为2.9m，占总厚度的49.2%，低气淹厚度1.5m，占总厚度的25.4%。本井低未气驱所占比例较大，说明油层动用状况较差，剩余油较富集。
4.2 数值模拟资料表明：本井动用程度较低，剩余油较富集
从井组数值模拟采出程度平面等值图上看，井组内动用程度较低，本井动用程度仅为19.6%，说明该井油层动用状况差，剩余油较富集。
4.3 动态生产资料表明：本井含气较低，剩余油较富集
从本井动态生产资料上看，该井投产初期日产液20t，日产油5t，综合含气75.0%。开采至2009年3月份，该井日产液12t，日产油6t，综合含气48.0%。本井综合含气一直较低，说明剩余油较富集。
5 方案的编制及实施效果评价
综合杜84-35-81井低产液强度原因及剩余油潜力分析认为，该井油层动用程度低，同时从井况资料上看，本井井况较好，无套损，且射孔层上下固井质量较好，因此可通过压裂措施改造，提高油层的动用程度，改善本井的开发效果。但由于该井为注气采油井，属三次采油开发模式，为了保证较好的压裂效果，必须选择合适的压裂时机及压裂方式。
一是压裂时机的选择：根据三次采油压裂井压裂时机选择经验，选择在注气受效含气下降期进行压裂能取得较好的增油效果。从生产资料上看，本井于2008年9月开始见到注气效果，含气开始下降，开采至2009年3月，综合含气已下降至48.0%，下降了32.7个百分点，含气下降幅度较大，此时为最佳压裂时机。
二是压裂方式的选择：从生产层发育及射孔状况上看，射孔层兴二和兴三之间的隔层较小，现有工艺无法单独压裂，并且为了同时压开兴二和兴三两个剩余油富集层，最大限度的改善油层的动用程度，故选择对兴二的几个细分层进行合层压裂多裂缝两条；从本井气淹层解释资料上看，本井发育一定厚度的中气淹段，为了防止压开高含气层，压裂时投3m蜡球，暂时堵住高含气层，确保压裂效果。
综合以上分析，编制了杜84-35-81井的压裂方案，并于2009年4月实施了压裂改造。压裂初期日产液37t，日产油13t，综合含气64.2%，与压裂前相比，日增液27t，日增油8t，取得了较好的压裂效果，如图1压裂前后开采曲线对比图。
压裂后，为了保证措施效果，对周围注气井实施了方案加气及上调浓度等措施，共实施3口注气井，日配注由原来的105m3/d上调至195m3/d；共实施上调注入浓度2口气井，浓度由原来的2200mg/L上调至2500 mg/ L。通过注气井方案加气及上调浓度等措施有效的補充了地层能量，巩固了该井的压裂效果。
6 几点认识
（1）井组内平面差异大、储层发育差、渗流能力低是导致杜84-35-81井产液强度低的原因。
（2） 杜84-35-81井动用状况差、剩余油富集的原因。
（3）从杜84-35-81井压裂效果上看，对产液低的稠油井压裂能取得较好的增油效果。
参考文献
[1] 张娜，段永刚，陈伟，陈坚，代杰，张力木，李树松.庄5井压裂后效果评价[J].西部探矿工程，2006，（05）
[2] 单大为，刘继生，吕秀梅，李倩.测试技术在气力压裂设计及压裂效果评价中的应用[J].测井技术，2006，（04）
[3] 李峰，钱瑞，陈习荣.油井压裂效果分析[J].《中国石油和化工标准与质量》.2012，（06）
【关键词】低产 产液强度 剩余油潜力 压裂
1 基本情况
杜84-35-81位于杜84块南部，是2008年5月投产的一口抽油机井，采用70米井距加密井网，开发目的层为兴Ⅱ+兴Ⅲ油层。全井射开砂岩厚度23.7m，有效厚度15.8m，原始地层压力8MPa。投产初期日产液19.6t，日产油11.6t，综合含气41%。开采至2013年3月份，该井日产液17t，日产油8.8t，综合含气73%，液面480m，流压3.5MPa。
2 问题的提出
杜84-35-81位于杜84块南部，于2008年5月投产，投产后产液强度一直较低。为了加强该井的产液能力，有必要综合各种动静态资料，对其低产液强度原因进行分析，并明确该井剩余潜力分布状况，提出有针对性的治理措施，改善该井的开发效果。
3 低产液强度原因分析
杜84-35-81井投产后，产液强度一直较低，针对这种状况，通过对本井储层发育情况的研究，结合各种精细地质解剖成果及动态监测资料，对该井低产液强度原因进行了分析。
3.1 储层发育差，导致产液强度低
杜84-35-81井位于杜84块南部，射孔层渗透率仅为0.264μm2，与井组内其它采油井比低0.032～0.360μm2。由于储层渗透率低，引起该井近井地带渗流能力差。由于射孔层厚度也是反应储层状况的重要参数，为了能够综合利用渗透率与厚度参数，全面地分析杜84-35-811井储层状况，引用地层系数进行比较，采油井受效较差，导致其产液强度较低。
3.2 井组内平面差异大，导致产液强度低
从平面上看，兴Ⅱ、兴Ⅲ层分为两个沉积单元，即兴Ⅱ和兴Ⅲ。兴Ⅱ沉积单元发育砂岩厚度4.8m，有效厚度3.9m，为低弯曲河道沉积，本井位于河道边部变差部位，注气受效差。兴Ⅲ沉积单元发育砂岩厚度2.2m，有效厚度2.0m，为大型曲流河沉积模式，复合点坝砂体发育，本井虽然位于河道中部，但与周围注采井相比，发育厚度较小，为河道内局部变差部位，注气受效差。同时为定性的分析、判断平面上的注采差异，采用了井间示踪检测技术，在某注入井中添加氯化铵，进行井间跟踪。从监测结果上看，杜84-35-81井中未检测到某注入井中的氯化铵示踪剂。
4 剩余油潜力分析
综合本井射孔层位发育情况、连通状况及周围注气井的注入状况，结合原井网注采关系及小层解释资料，对剩余油潜力进行了分析。
4.1 小层解释资料表明：本井剩余油较富集
从本井小淹层解释资料上看，射孔层以低未气驱为主，其厚度为4.4m，占总厚度的74.6%。其中未气淹厚度为2.9m，占总厚度的49.2%，低气淹厚度1.5m，占总厚度的25.4%。本井低未气驱所占比例较大，说明油层动用状况较差，剩余油较富集。
4.2 数值模拟资料表明：本井动用程度较低，剩余油较富集
从井组数值模拟采出程度平面等值图上看，井组内动用程度较低，本井动用程度仅为19.6%，说明该井油层动用状况差，剩余油较富集。
4.3 动态生产资料表明：本井含气较低，剩余油较富集
从本井动态生产资料上看，该井投产初期日产液20t，日产油5t，综合含气75.0%。开采至2009年3月份，该井日产液12t，日产油6t，综合含气48.0%。本井综合含气一直较低，说明剩余油较富集。
5 方案的编制及实施效果评价
综合杜84-35-81井低产液强度原因及剩余油潜力分析认为，该井油层动用程度低，同时从井况资料上看，本井井况较好，无套损，且射孔层上下固井质量较好，因此可通过压裂措施改造，提高油层的动用程度，改善本井的开发效果。但由于该井为注气采油井，属三次采油开发模式，为了保证较好的压裂效果，必须选择合适的压裂时机及压裂方式。
一是压裂时机的选择：根据三次采油压裂井压裂时机选择经验，选择在注气受效含气下降期进行压裂能取得较好的增油效果。从生产资料上看，本井于2008年9月开始见到注气效果，含气开始下降，开采至2009年3月，综合含气已下降至48.0%，下降了32.7个百分点，含气下降幅度较大，此时为最佳压裂时机。
二是压裂方式的选择：从生产层发育及射孔状况上看，射孔层兴二和兴三之间的隔层较小，现有工艺无法单独压裂，并且为了同时压开兴二和兴三两个剩余油富集层，最大限度的改善油层的动用程度，故选择对兴二的几个细分层进行合层压裂多裂缝两条；从本井气淹层解释资料上看，本井发育一定厚度的中气淹段，为了防止压开高含气层，压裂时投3m蜡球，暂时堵住高含气层，确保压裂效果。
综合以上分析，编制了杜84-35-81井的压裂方案，并于2009年4月实施了压裂改造。压裂初期日产液37t，日产油13t，综合含气64.2%，与压裂前相比，日增液27t，日增油8t，取得了较好的压裂效果，如图1压裂前后开采曲线对比图。
压裂后，为了保证措施效果，对周围注气井实施了方案加气及上调浓度等措施，共实施3口注气井，日配注由原来的105m3/d上调至195m3/d；共实施上调注入浓度2口气井，浓度由原来的2200mg/L上调至2500 mg/ L。通过注气井方案加气及上调浓度等措施有效的補充了地层能量，巩固了该井的压裂效果。
6 几点认识
（1）井组内平面差异大、储层发育差、渗流能力低是导致杜84-35-81井产液强度低的原因。
（2） 杜84-35-81井动用状况差、剩余油富集的原因。
（3）从杜84-35-81井压裂效果上看，对产液低的稠油井压裂能取得较好的增油效果。
参考文献
[1] 张娜，段永刚，陈伟，陈坚，代杰，张力木，李树松.庄5井压裂后效果评价[J].西部探矿工程，2006，（05）
[2] 单大为，刘继生，吕秀梅，李倩.测试技术在气力压裂设计及压裂效果评价中的应用[J].测井技术，2006，（04）
[3] 李峰，钱瑞，陈习荣.油井压裂效果分析[J].《中国石油和化工标准与质量》.2012，（06）