【正文】 柳6440 柳8161 油花 ③處于區(qū)塊中部，但油層物性條件較差 有些井雖然處于區(qū)塊中部砂體發(fā)育帶，但油層物性條件不好，油層含油性差，如ZJ33，油層物性條件較差，103mm2，孔滲性較差，長期注水不見效，壓力恢復水平低，重復壓裂改造效果差。④處于油藏最邊部，注采井網(wǎng)不完善 位于北部邊緣和東南邊部的柳673柳6440井與柳8161井，對應水井較少，油井周圍僅一口水井且還處在水線側(cè)向上，如柳64－40井，（鄰井柳6441井的測壓值），說明地層能量虧空嚴重，是重復壓裂效果較差的因素之一。⑤油層情況差，初期試油結(jié)果就不好的井 位于油藏邊部的柳67－35和柳8161兩口井投產(chǎn)初期就未取得好的試油效果，如柳6735井初期試油為油花，；柳81－，，重復壓裂后效果差。⑥初期改造為分層壓裂，重復改造采用合層壓裂，目的層未得到有效支撐柳8137井處在水線方位并且周圍有4口注水井與之對應，投產(chǎn)初期采用分層壓裂加砂10m3和7m3，2002年3月重復壓裂，加砂35m3。從油層數(shù)據(jù)來看，見下表，油層上段的含油性相比下段好，隔層較薄僅1m且距底部含水上升，電測解釋為油水層。分析認為初期的分層壓裂就已經(jīng)將上下裂縫溝通，重復壓裂時又采用常規(guī)合層壓裂工藝，從壓裂角度看如此的改造規(guī)模也徹底地溝通了整個油層段，但隨油井生產(chǎn)一段時間后，縫內(nèi)砂子下沉，支撐到含油性較差的層段，導致該井復壓有效期較短而失效。層位油層井段有效厚度mRφ%K103mm2SH%Sw%電測解釋長62油層長62油層長62油層長62油層長62油層長62油水長62油水⑦現(xiàn)場施工不順利，復壓后不能及時排液柳82－45井于1998年7月投產(chǎn)，（鄰井柳8144測壓值），、。2002年10月復壓改造，復壓后膠塞上浮，2003年3月大修后復產(chǎn)，油井一直處在低產(chǎn)狀態(tài)。分析認為施工質(zhì)量差、復壓后未及時排液、修井液的再次污染等都是造成該井重復壓裂效果差的主要因素。⑧油井處在高產(chǎn)區(qū)，但復壓效果差位于區(qū)塊南部的柳923柳934柳9143三口井，周圍鄰井大多為高產(chǎn)井，但復壓效果卻不理想。從下表來看，儲層物性仍然是一個決定因素，如柳9239和柳9341井，從生產(chǎn)動態(tài)來看，長期注水不見效，措施后就沒有效果；而柳9143井的生產(chǎn)動態(tài)顯示油井注水見效過，采出程度較高累積產(chǎn)油已達11359t以上，措施后有效期維持較短，%，分析認為由于長6儲層屬中等偏弱水敏，重復壓裂后致使含水上升，使裂縫壁面附近的地層含水飽和底增大，油相滲透率下降，從而影響到重復改造效果。 井號有效厚度mRφ%K103mm2SH%Sw%KH重復壓裂施工參數(shù)砂量m3排量m3/min砂比%油t/d水m3/d柳9239 柳9341 柳9143 綜合分析認為，靖安油田五里灣的長6層體現(xiàn)著較強的平面非均質(zhì)性，但是不管處于砂體的發(fā)育帶還是砂體的邊部，油層物性仍然是決定重復壓裂改造效果的主要因素；其次與地層壓力恢復水平、油井初期試油效果的好壞、井組注水效果、現(xiàn)場施工質(zhì)量等關(guān)鍵因素也都息息相關(guān)。因此，在進行重復壓裂選井選層和壓裂改造工藝的選用時，需要全面考慮與油井相關(guān)的各種因素，方能獲得較好的預期改造效果。七、結(jié)論與建議結(jié)論重復壓裂是低滲透油田開發(fā)中后期實現(xiàn)油井控水穩(wěn)油、提高油田采收率的主要增產(chǎn)措施。壓前評估、優(yōu)化選井選層是確保重復壓裂增產(chǎn)增效的重要保證。根據(jù)選井選層原則，科學客觀地評價儲層產(chǎn)能的潛在能力和地層能量的高低，從而確定適合的工藝改造類型，并對工藝的可行性及有效性進行評估，預測施工效果，以此作為該井優(yōu)化重復壓裂設(shè)計的目標。 從前期施工效果來看，、－，盡可能提高施工砂比，以保證壓裂裂縫具有較高的導流能力。對于初期改造規(guī)模偏低、地層能量偏高、明顯有地層堵塞現(xiàn)象的井，可采用繼續(xù)延伸原有裂縫的大規(guī)模常規(guī)重復壓裂工藝，可以達到油井增產(chǎn)的目的。對于處在注采井網(wǎng)水線側(cè)向上的井，在地層能量和增油潛力都滿足的條件下，應以深穿透、飽填砂的思路進行重復壓裂改造，以求獲得具有一定長度和高導流能力的支撐裂縫。對于試井解釋資料顯示表皮系數(shù)S為正值、采出程度低的井，重復壓裂改造效果較好。對于初期改造強度較大、受注水影響或孔隙裂縫型見水油井，能量保持水平85％以上的油井，生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出低液、低液、高含水的油井，采用改型土酸和乳化酸酸化技術(shù)增產(chǎn)效果較明顯。 (二)建議對于處在注采井網(wǎng)水線側(cè)向上且初次壓裂規(guī)模較大的井，在地層能量和增油潛力都滿足的條件下，建議下步可開展縫內(nèi)轉(zhuǎn)向壓裂工藝，促使形成的新裂縫向水線方向靠近，增加注水受效面積明顯，提高油井注水見效率。對于地層能量偏高、有注水見效史的井應慎重選擇重復壓裂工藝，避免人工裂縫的過度延伸，而導致壓后油井含水上升過快。對于處在注采井網(wǎng)中水線方向的低產(chǎn)低效井，應先評價其儲層的增油潛力和低產(chǎn)原因，再確定適合的工藝技術(shù)；其次在改造過程中應避免人工裂縫沿水線方向的過度延伸，最好能產(chǎn)生新裂縫，擴大油井泄油面積，使注水受效面積增加。對于處在油藏邊部，地層能量保持水平較低的井，首先要完善對應注采井網(wǎng)，其次建立合理注采關(guān)系或改善吸水剖面，待地層能量有效恢復后，再根據(jù)儲層特點優(yōu)選適用的重復壓裂工藝措施，以期有效提高單井產(chǎn)能和整體開發(fā)效益。在重復壓裂選井中，還應對井筒質(zhì)量、套管有無變化、井底有無落物進行落實，做到現(xiàn)場能夠確保重復壓裂施工質(zhì)量，避免油層的污染加劇。由于油層的壓力系數(shù)較低，應充分考慮地層的特點，選用與地層配伍性好、與重復壓裂工藝相適宜的壓裂液，以期將壓裂液對地層的傷害減小到最低程度。由于陶粒具有比石英砂更高的導流能力與低的破碎率，下步可針對一些閉合應力較高、物性較差的井開展尾追陶粒試驗，以提高裂縫端部的導流能力，延長油井的穩(wěn)產(chǎn)時間。對于油層跨度大、隔層條件差的井，盡可能采取合壓方式，建議可開展多級脫砂壓裂試驗，以提高油層的改造強度和裂縫在縱向上的支撐力度，提高油層對產(chǎn)量的貢獻率。應在充分認識儲層的基礎(chǔ)上，繼續(xù)探索與之有效的改造工藝。除常規(guī)重復壓裂工藝外，還需要繼續(xù)進行其它重復壓裂工藝試驗的開展，以期更有效地發(fā)揮儲層的增產(chǎn)潛力，提高油田的整體開發(fā)效益。1建議針對井筒存在堵塞，且地層能量充足的油井可開展泡沫洗井作業(yè)，預計會取得理想的效果。1繼續(xù)進行在長6儲層開展酸化及其它物理法增產(chǎn)技術(shù)的試驗與推廣。第 21 頁 共 23 頁