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标题	永乐南区块老井复查试油成果认识
范文	曹建国　陈娟炜 摘 要：分析了永乐南地区葡萄花油层地质特点，给出了无限导流垂直裂缝或有限导流垂直裂缝试井模型。结果表明，复查葡萄花油层52口老井，依据录井、测井、试油、区域地质勘探资料，按照储量需要分别在储量区东部、中部、西部复查效果较好的4口井（源9，源15，茂501，茂509），采用了低伤害压裂液压裂，排液求产监测一体化技术，减少对地层造成的伤害，以提高单井产能，提出了试油建议。 关键词：储层特征 成果认识 1.地质特征 （1）地质构造。永乐南地区位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地头台鼻状构造，是一个向北倾的鼻状构造。断层较发育，多呈近南北向；油藏类型为岩性－构造油气藏。该区地层沉积较稳定，局部地层变化较大，这主要与断层有关。油层沉积为河流相沉积，砂体呈条带状和透镜状分布，单层厚度一般1~2m，孔隙度一般在8~16%，渗透率为0.05~4.2×10－3m2。 （2）储层特征。试油以MFEⅡ测试为主，葡萄花油层以产油为主，多数为低产油层，日产油在0.005~0.48t之间，只有1口井达到工业油层（茂803井日产油1.144t）。压裂后达工业油层有2口井（源29井压后气举日产油18.402t，源155井压后MFEⅡ日产油1.65t）。该地区葡萄花油层原油相对密度在0.8517~0.8743之间，粘度在15.7~165.3mPa·s之间；地层温度系数在4.5~4.9MPa/100m之间变化，平均温度系数4.7MPa/100m；压力系数在0.97~1.32MPa/100m之间变化，平均压力系数1.15MPa/100m。 2.试井资料认识 2.1 试井模型 通常地层未经过压裂为均质地层，双对数压力及其导数图（见图1），经过压裂改造的地层可能产生无限导流垂直裂缝（见图2）或有限导流垂直裂缝（图3），无限导流垂直裂缝的双对数压力以及导数曲线均呈现斜率为1/2的直线，彼此互相平行，二者的纵向距离约为0.3个对数周期。直线段延续的时间越长说明裂缝越长（见图2）。有限导流垂直裂缝，双对数压力以及导数曲线均呈现斜率为1/4的直线，彼此互相平行，二者的纵向距离约为0.6个对数周期。直线段延续的时间越长说明裂缝越长（见图3）。 2.2 试油成果认识 （1）源155井储层物性及成果。葡萄花油层8号层无显示；9号层岩屑录井见显示，井壁取心4颗均含油，略具油脂感，含油性中等，上部含钙致密，物性较差，自然产能不会太高。试油成果：源155井第C1－1层：P9号小层，井段1260.0~1258.4m，厚度1.6m。采用YD－102枪，20孔/m，MFE（Ⅱ），平均流0.5MPa，日产油0.191t，试油结论为低产油层。本层关井3990min，实测地层最高压力为12.28MPa/1269.53m（未稳见图4），压力系数0.97MPa/100m，低于区域压力系数（0.97~1.32MPa/100m），说明本层物性较差，产量较低且存在污染。第S1－2层：P8、9号小层，井段1260.0~1256.0m，厚度3.2m。P9号小层，井段1260.0~1258.4m，厚1.6m。采用YD－73枪，10孔/m射开P8号层，合压P8、9号层。打入胍胶压裂液91.5m3，加砂12m3，平均加砂强度3.75m3/m。首先气举排液10个周期，深度1244.37m，然后抽汲求产14个周期，深度1240m，日产油0.199t，试油结论为低产油层。本层压入地层总液量91.5m3，累计排出压裂液53.26m3，返排率58.2%，后期日排压裂液0.3m3。压裂后产量没有增加，分析影响产量的因素：胍胶压裂液含有的水不溶物及残渣，会堵塞地层；胍胶聚合物压裂液返排率在50%左右，滞留在地层中的压裂液会对地层产生一定的伤害。前期气举排液时间较长，地层能量损失较大，后期开式抽汲求产，回压较大，油、套管同时进液，不适用于低产层。第C1－3层：P8、9号层，井段1260.0~1256.0m，厚度3.2m，压后MFE（Ⅱ）恢复测试，平均流2.5MPa，日产油1.65t，试油结论为工业油层。应用IPR产量预测软件，分别按邻井平均解释渗透率（1.5×10-3μm2）、邻井平均解释渗透率二分之一（0.75×10-3μm2），表皮系数取-2.0~-3.0，流压分别为1MPa、3MPa下预测生产10天压后日产油为0.91~1.84t，与两阶段试油的实际日产油量1.65t相符。本层关井36100min，实测地层最高压力为13.76MPa/1261.6m，压力系数1.09MPa/100m，与区域压力系数（0.97~1.32MPa/100m）相符，说明地层压力已经恢复到正常压力情况，此时测得的产量是本次压裂后的最高产量。分析表明，该井虽然经过压裂改造却没有垂直裂缝特征，应用现代试井解释方法计算渗透率K=1.29×10－3μm2，表皮系数S=-4.28，说明压裂虽然没有形成一条大的裂缝，但较好改善了井筒附近地层的渗透率和表皮系数，达到压裂增产改造的效果。 （2）茂509井储层物性及成果。P1、2号层岩屑录井均见显示，1号层井壁取心2颗含油，含泥重，略具油脂感，含油较饱满；2号层井壁取心2颗含油，较致密；两层厚度薄，物性较好，压后产能应有所增加，但很难达工业。试油成果：茂509井第C1－1层：层位：P1、2号层，井段：1046.6~1044.2m，厚度1.6m。采用YD－102枪，20孔/m，MFE（Ⅱ）+抽汲，平均流0.3MPa，日产油0.014t，试油结论为低产油层。本层关井2379min，初关井压力恢复较快 ，说明地层有一定的能量，实测地层最高压力为9.53MPa/1050.9m，压力系数0.91MPa/100m，低于区域压力系数（0.97~1.32MPa/100m）。第S1－2层：层位：P1、2号层，井段：1046.6~1044.2m，厚度1.6m。打入低伤害压裂47.00m3，加砂10m3，平均加砂强度6.25m3/m。采用闭式抽汲求产23个周期，深度1030m，日产油0.62t，平均流压1.0MPa，试油结论为低产油层。本层压入低伤害压裂液47.00m3，累计排出38.16m3，返排率81.2%，后期日排压裂液0.44m3。 压裂前产油强度0.009 t/d.m，压裂后产油强度0.39t/d.m，是压前的43.3倍，分析产量增加的因素：低伤害压裂液对裂缝附近地层没有残渣伤害，且不含残渣，对支撑裂缝伤害小，增加了地层的导流能力；具有高效返排的优点，压裂液返排率在70%左右；排液求产采用闭式抽汲，回压降低，油管与油套环空不连通，只是油管进液，适用于下限层。应用IPR产量预测软件，分别按邻井平均解释渗透率（1.5×10-3μm2）、邻井平均解释渗透率二分之一（0.75×10-3μm2），表皮系数取-2.0~-3.0，流压分别为1、3MPa下预测生产10天压后日产油为0.65~1.53t。只达到预测的下限，应用常规试井软件解释渗透率K=1.2×10-3μm2，表皮系数S=-2.5，改善了井筒附近地层的渗透率，但完善较低，压裂效果并不理想。茂509井与源155井相比，储层的含油性、物性较好，两层厚度薄（只有1.6m），但测试前的压力恢复较快，且井筒附近的污染解除的较彻底，再进行两阶段试油，测得压裂后的产量应与预测的最高产量相符，然后通过试井曲线分析是否出现垂直裂缝特征。 3.效果评价 （1）产量对比。采用了清洁压裂液压裂、Co2泡沫压裂液压裂和低伤害压裂液压裂，压裂施工基本达到设计要求（除源9井）；试油方式均采用闭式抽汲求产管柱，求产深度和工作制度的合理选择，满足了试油目的要求。评价了井底的完善程度，4口井平均完善程度-2.5，于胍胶压裂液-2.5~ -2.7相近，而清洁压裂液和Co2泡沫压裂液平均完善程度为-3.6；虽然压裂解除了近井筒的污染，达到了压裂改造的目的。4口井储层的含油性、物性好于源155井，只是射开厚度小于源155井（3.2m），但解释的渗透率相当。经过几年的地层恢复，井筒附近的污染会解除的较彻底，然后进行两阶段试油，测得压裂后的产量应与预测的最高产量相符。 （2）原油物性对比。利用压前压后原油物性对比数据，可以说明低伤害压裂液、清洁压裂液Co27泡沫压裂与地层原油的配伍性一般，对压裂效果也有一定的影响。见表1。 4.结束语 储层厚度薄、物性相对较差、含油性相对不好，渗透率较低（1.20~3.73×10-3m2）是4口井压裂效果不理想的主要原因。只有源9井相对较好，但后期压力上升，出现砂堵，设计加砂10.0 m3，实际加砂7.0 m3，未达到设计要求，试油方式均采用闭式抽汲求产管柱，求产深度和工作制度的合理选择，满足了试油目的要求。通过试井曲线分析是否出现垂直裂缝特征，进一步评价压裂效果。低伤害压裂液、清洁压裂液和二氧化碳泡沫压裂与地层原油的配伍性一般，对压裂效果也有一定的影响。◆ 参考文献： [1]刘能强.实用现代试井解释方法[M].石油工业出版社，2003.
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