浅析X区块特高含水阶段水驱油井压裂面临的问题及应对思路

Brief Analysis of the Problems Faced by Hydraulic Fracturing of Water-Flooding Oil Wells in the Extra-High Water-Cut Stage of Block X and the Corresponding Solutions

摘要: 油井压裂是油井提高产量的重要措施之一，是广泛应用于油田增产稳产的技术手段，为减缓产量递减，改善开发效果作出了重要贡献。但近年来随着油田开发的进行，区块含水不断上升，剩余油分布零散，压裂效果逐年变差，同时套损井数逐年增加，套损井比例高，导致压裂潜力井不断减少，压裂选井选层的难度越来越大。本文简单阐述了X区块进入特高含水期后油井压裂选井选层面临的问题，以及对应的解决思路，对现阶段水驱油井压裂的选井选层问题进行了一定的分析探讨。

Abstract: Well fracturing is one of the important measures to increase the output of oil wells and is a widely used technical means for increasing and stabilizing production in oil fields. It has made significant contributions to slowing down the decline in production and improving the development effect. However, in recent years, with the progress of oil field development, the water cut in the block has been continuously rising, the remaining oil is distributed in a scattered manner, the fracturing effect has been deteriorating year by year, and the number of casing damage wells has been increasing year by year, with a high proportion of casing damage wells, resulting in a continuous reduction in potential fracturing wells and an increasing difficulty in well and layer selection for fracturing. This paper briefly describes the problems faced by well and layer selection for fracturing in X block after entering the ultra-high water cut period, as well as the corresponding solutions, and conducts a certain analysis and discussion on the well and layer selection problems of water-driven oil wells fracturing at the present stage.

1. 压裂现状及面临的问题

1.1. 区块压裂井数比例高，剩余压裂潜力井少

经统计，截止2024年末，X区块水驱油井压裂比例已达49.6%，剩余可压裂井数少，见表1。

Table 1. Statistical table of fracturing times for water injection wells in X block water flooding oilfield by well network

表1. X区块水驱油井分井网压裂次数统计表

井网	总井数(口)	压裂一次(%)	压裂两次(%)	压裂三次及以上(%)	压裂井数比例(%)
基础井	34	14.7	8.8	2.9	26.5
一次井	101	54.5	7.9	0.0	62.4
二次井	75	45.3	21.3	2.7	69.3
三次井	114	33.3	2.6	0.0	36.0
总计	324	40.7	9.3	0.9	50.9

1.2. 区块油井含水高，剩余油分布零散，挖潜难度大

目前X区块已进入特高含水期，区块平均单井含水已达95.63%，含水90%以上的油井占比96.4%，含水95%以上的油井占比63.0%，剩余油分布零散，压裂选井难度增大[1]。

1.3. 区块套损井数比例高，影响压裂选井选层

近几年，X区块每年水驱新增套损井数呈逐年上升趋势，截止到2024年底，已累计套损井314口，见图1，目前区块在用套损井为249口，层位主要集中在射孔井段上部，见图2，给压裂选井选层带来一定的影响。

Figure 1. The graph of the number of newly damaged casing wells due to water flooding in block X over the years

图1. X区块历年水驱新增套损井数

Figure 2. Distribution map of casing damage layers in block X

图2. X区块套损层位分布

2. 压裂优化选井选层方法

2.1. 结合动静态资料，应用多学科研究成果，明确剩余油分布，实现精准挖潜

为保证压裂增油效果，措施选层应优选储量大的未动用或动用较差的井层，同时结合剩余油饱和度分布，确保措施目的层剩余潜力富集。面对X区块水驱油井含水高的现状，首先要转变思路，全井高含水不等于层层高含水，压裂选井选层要充分利用动静态资料，利用油井近三次产液剖面资料，分析判断各层位动用状况及含水级别，挖掘高含水井中低含水储层剩余油潜力。区块开发进入特高含水阶段，剩余油分布较零散，挖潜难度大，压裂前应用多学科油藏成果，可以使砂体动用状况的认识更深入，剩余油分布更加清晰具体，调整方向更加明确。准确掌握了剩余油分布规律，能为有效措施挖潜、精准方案编制提供科学依据，针对储层发育、剩余油分布特点，优化设计措施深度、方位等，可实现单砂体内部剩余油的靶向挖潜[2]。压裂后结合各项动静态资料及多学科研究成果，对压裂井开展系统分析，对于措施效果好的井，总结经验，对于效果差的井深入分析，吸取教训，避免再犯重复错误。

例如A井，压裂前通过对环空产液剖面资料的分析，确定了各层位产液及含水情况，对于产液高、含水高的层位不压裂，重点改造未动用、动用差的低产液低含水层位，见图3，同时利用数模成果对各层位剩余油分布情况进行判别，综合分析确定了压裂层位，见表2，压裂后取得了较好的增产效果，初期日增油6.2 t，截止2024年末有效期705天，累计增油3534 t，目前日产油量6.3 t，仍在有效期内，见图4。

Figure 3. A well’s liquid production profile diagram (October 25, 2020)

图3. A井环空产液剖面资料(2020年10月25日)

Table 2. The fracturing section of Well A

表2. A井压裂层段

压裂层段	层数	层号	井段(m)	砂岩厚度(m)	有效厚度(m)	渗透率(10~3 μm^2)	上隔层厚度(m)	下隔层厚度(m)	压裂方式
SⅢ51-52	2	SⅢ51	1013.5	0.6			8	2.3	限流法压裂
		SⅢ52	1015.3	0.9
SⅢ6-71	2	SⅢ6	1017.6	0.7	0.2	31	2.3	10.2	限流法压裂
		SⅢ71	1021	0.7	0.7	227
SⅢ9+101-11	3	SⅢ9+101	1031.2	0.7			10.2	6.2	限流法压裂
		SⅢ9+102	1032.2	0.3
		SⅢ11	1034.8	0.2
PI111-112	2	PI111	1041.0-1042.1	1.3	0.2	107	6.2	10.3	限流法压裂
		PI112	1044	0.6
PI42	1	PI42	1091.1-1097.3	6.2	4.8	560	27.3	8.7	普通压裂
PI51-6	4	PI51	1106	0.4			8.7		限流法压裂
		PI52	1107	0.3
		PI53	1108.4-1110.5	2.5	2	283
		PI6	1113.8	1.1
合计				16.5	7.9

Figure 4. A diagram illustrating the fracturing effect of the well

图4. A井压裂效果

2.2. 充分利用小直径压裂技术，在套损井中寻找压裂潜力

目前X区块套损率已达到46.2%，且多数集中在射孔井段上部，这部分套损井以前基本不作为压裂的对象，随着套损井压裂技术的进步，可以选择最小变径95 mm以上，采出状况差的井作为压裂对象，见图5及图6。当变形点位于压裂层上方且距压裂层大于3.5 m时，采用图7压裂方式；当变形点位于压裂层上方距压裂层小于3.5 m且大于2.8 m时，采用图8压裂方式；当变形点位于压裂层内时，采用图9压裂方式；当变形点位于压裂层上方距压裂层很近(≤2.8 m)时，采用图10压裂方式[3]。

Figure 5. Schematic diagram of multi-stage fracturing with small diameter and high sand content

图5. 小直径大砂量多层压裂示意图

Figure 6. Schematic diagram of small-diameter hydraulic jet fracturing pipe string

图6. 小直径水力喷射压裂管柱图

Figure 7. Fracturing schematic diagram

图7. 压裂示意图

Figure 8. Fracturing schematic diagram

图8. 压裂示意图

Figure 9. Fracturing schematic diagram

图9. 压裂示意图

Figure 10. Fracturing schematic diagram

图10. 压裂示意图

2.3. 由一次压裂单井全部潜力层段，向少层段分多次压裂转变，保留措施潜力

以往压裂选井选层，为保证措施效果，通常一次性压裂单井全部具有措施潜力的层段，但由于层间性质差异，含水相差较大的层段同时压裂改造会导致压后全井含水降幅不明显从而增油效果差，各层能量供给的不同会导致压裂改造后剩余油的挖潜效果无法得到充分发挥，物性差异较大的层段一次同时压裂，不仅会导致部分物性较差的小层改造不充分不到位，也会浪费后期压裂的选井选层潜力。在区块目前压裂程度高，压裂潜力减少，选井选井逐渐困难的情况下，对于层段多，厚度大，层间含水、剩余油、能量供给情况和物性相差较大的油井，压裂改造思路可以转变为，优选全井含水级别低且相近，层段性质相近，油层能量供给较为充足的层段优先精细改造，对于含水级别稍高，物性较差，油层能量不充足但具有措施潜力的层段暂时保留，这样既保证了措施效果，也为日后压裂选井选层保留了潜力。

2.4. 由单一压裂措施向复合措施转变，降低含水上升和措施递减速度

随着优质压裂潜力的减少，压裂效果逐年变差，为改善措施效果，追求最大效益，压裂由单一措施向压堵、压补结合等复合措施转变。通过压堵结合，可以做到改善油层渗流能力的同时降低含水级别，使措施效果最大化。

2.5. 由常规压裂向新技术转变，在以往压裂井中寻找潜力

针对区块目前压裂井数比例高的现状，可以在以往压裂过但目前效果下降幅度大的油井中寻找压裂潜力。在以往的常规压裂过程中，虽然井筒周围的油层渗流能力得到改善，但在平面上，裂缝通常向物性好的方向延展，物性差的方向因为改造程度差而未能得到有效动用。为解决平面相变部位有效动用难题，可以在X区块开展缝内暂堵转向压裂试验，使裂缝向剩余油富集区方向延展，提高裂缝波及范围，从而提高油层平面上的动用范围。

3. 几点认识

1) 区块开发进入特高含水阶段，剩余油分布较零散，挖潜难度大，只有准确掌握剩余油分布规律，才能为有效措施挖潜、精准方案编制提供科学依据。应用多学科成果，结合其它动静态资料，对砂体的动用状况和剩余油分布状况进行精准认识，采取相应的调整及挖潜措施，是保证措施效果的重要基础。

2) 充分利用工艺研究成果，随着压裂工艺技术水平的不断发展进步，在部分符合条件的套损井中选择压裂潜力井，扩大压裂措施潜力井选井范围[4]。

3) 对于层数多，层间差异较大的单井，进行分批次压裂改造，保证压裂效果，保留措施潜力。

4) 压裂由单一措施向压裂堵水、压裂补孔结合等复合措施转变，可以有效控制措施后全井含水回升和措施效果递减速度，使措施效果最大化。

5) 对于以往压裂井的平面改造及动用差部位，通过缝内暂堵转向压裂技术，可以使油层得到有效动用。