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[摘 要]本文基于对树101注气先导区边部受效差油井的压裂，通过分析其储层物性、连通情况、构造特征和储层厚度等共性特征，结合压裂前后的产量情况和气窜程度等，总结出气驱采油中适合压裂的油井选井条件，为后续气驱油层压裂提供一定的借鉴意义。
[关键词]气驱采油 油井压裂 选井条件 效果评价
中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）24-0342-01
1.概述
2007年树101区块开展CO2驱油先导性试验，区域上属于松辽盆地北部三肇凹陷徐家围子向斜东翼斜坡，含油面积2.36km2。主要储集层是下白垩统泉三、四段地层的扶余油层和杨大城子油层，为低孔、特低渗储层。开发初期为了避免层间矛盾，只射开YⅠ6、YⅡ41、YⅡ42 三个主力层，动用地质储量118.7×104t。2013年区块北部5口油井补射扶余油层的FⅡ13、FⅢ13两个小层，动用地质储量7.2×104t。原始气油比22.8m3/t。采用矩形五点300×250井网类型，共有10口注气井和14口采油井其中采油井树97-碳12和树91-碳16分别位于先导试验区块的西南和西北边部，在开发过程中受效程度差，产量低，于是采取压裂引效，增油效果明显。
树97-碳12井，2009年3月生产，开采层段YI6和YII41，射开砂岩厚度11.2m，有效厚度8.6m，初期日产油0.5t。此井处于先导区块边部，开发层段连通树96-碳13和树96-碳14两口注气井，与矩形五点井网中部的采油井相比较，采油强度相对较差，而且此井处于树101先导试验区块边部并为构造最低点，因气体有易向构造高点运移的性质，导致气驱控制程度低。受以上因素影响，压裂前开采产量仅有日产量0.3t左右，气油比相比中部油井低很多，仅有23-43m3/t。
树91-碳16井，2008年8月生产，初期开采层位YI6和YII41，射开砂岩厚度9.4m，有效厚度6.6m，初期日产油1t左右。2013年8月补射FII13和FIII13，补射后开采层段砂岩厚度共13.2m，有效厚度共8.4m。此井处先导区块边部，初期开发层段仅与树92-碳17注气井单向连通，补孔后，也连通树92-碳16注气井（同时期油井转注），与矩形五点井网中部的采油井相比较，气驱控制程度低，采油强度较差。随着该井的不断开采，产液能力逐渐下降，压裂前开采产量降至日产量0.4t左右，气油比相比中部油井低很多，仅有23-41m3/t 。
2.油井压裂情况
2.1 油井压裂的理论依据
油井压裂的效益体现在有效期内累计增油量。按达西定律可将油层压裂增油的数学公式表达为：
ΔQ =[2πrH/ Lμ]（1 - fw）[K2（Pe2- Pw2） - K1（Pe1- Pw1）]
（ΔQ：压裂增油量m3/d;r：井筒半径m;H：油层压开厚度m;fw：压裂层段含水率;K1，K2：压裂前后压裂层段油层渗透率μm2;Pe1，Pe2：压裂前后距油井 L 处地层压力MPa;Pw1，Pw2： 压裂前后流动压力MPa）
由公式可知：①当 Pe1比较高能使 Pe2在饱和压力以上时，则压裂效果较好;②K2越高压裂效果越好;③H 越大压裂效果越好;④fw 越低压裂效果越好;⑤Pw1保持较高压裂效果较好。
上述五条影响压裂效果的因素中，除②项与压裂施工裂缝导流能力有关外，其余四项均属选井选层应遵循的原则，为压裂选井选层由定性到定量提供了理论依据。
2.2 压裂工艺及措施规模
气驱油井压裂方式与水驱油井压裂方式相同，压裂工艺上没有区别，只是针对不同油井，制定了不同的压裂设计方案。这两口油井对射开的层段都进行了压裂。压裂井压裂裂缝长正常控制在80m左右。树97-碳12由于是气驱油井初次压裂尝试，为防止气窜，压裂缝长规模为70m。基于树97-碳12压裂后开发情况，树91-碳16压裂规模适当的加大，压裂缝长规模为100m。
3.压裂效果分析
3.1 产量变化情况
树97-碳12井压裂引效初期日产油量由0.3t上升至2.2t，后续由于周边扩边区注气井已投产，目前连通4口注气井，日产油为1.9t，截止到2015年11月已累计增油1879t。气油比保持平稳，维持在25m3/t左右，未发生气窜。
树91-碳16井压裂引效初期日产油量由0.4t上升至4.4t，目前稳定在2t，已累计增油364t。气油比保持平稳，维持在23m3/t，未发生气窜。
3.2 油层动用状
以树91-碳16井为例，压裂后大幅度增油，油层的动用情况得到了充分的改善。结合压裂后产液剖面测试结果，F313、Y16和Y24层段产液强度在0.4-0.8m3/d.m，甚至高于井网中部一些连通受效好的油井产液强度，压裂措施发挥了作用，剩余油得到了进一步挖潜。但是F213层段无产液量，压裂无效果，需要进一步的监测跟踪评价。
3.3 压后保护
压裂方案执行后，为充分挖掘油井的潜力，保证稳产效果，初期油井电机采用工频运转，增大油井冲次，冲次由3.6次/分调至5.6次/分，提高抽汲力度，尽最大可能排液，减少压裂液对地层的污染;之后降低油井冲次，调至4次/分，油井限流开采，防止气窜;同时，对压裂油井周围的注气井保持高注入量，平均日注气量20m3，为油井压裂层段及时补充能量。
3.4 经济指标
按照目前原油40美元/桶价格，吨油成本1281元，吨油利润586元计算（1吨=7.31桶，1美元=6.3元人民币），目前计划作业费用60万计算，压裂井累积预增油1023t则可收回成本。以树97-碳12为例，按目前产油量分析，已累计增油1879t，投入产出比可达1：1.83，可达到措施增效目的。
4、建议
1、可考虑利用油井压裂这个契机，结合同注气井其他连通油井的气窜和受效情况，制定恰当的连通油井开关制度，以此提高压裂油井产量，控制连通油井气窜程度。例如树92-碳17连通三口油井树91-碳斜17和树91-碳斜18和树91-碳16，树91-碳斜17和树91-碳斜18气窜比较严重，气油比达到150m3/t左右，可以考虑对其周关一段时间，控制压力传导方向，同时利用树91-碳16 压裂改善渗流能力这个时机，加大树91-碳16抽汲力度，通过地层压力差，改变以往的驱替方向通道，一定程度上可加速扩大气体波及面积，从长远角度来看，有利于储层的有效动用。
2、树101外扩1区内处于区块边部的油井，气驱控制程度较低，地层能量补充不足。对于地层压力较低发育一定厚度的油井，应先提高周围注气井的注气量进行压前培养，待系统压力恢复到一定程度，再进行压裂。
[关键词]气驱采油 油井压裂 选井条件 效果评价
中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）24-0342-01
1.概述
2007年树101区块开展CO2驱油先导性试验，区域上属于松辽盆地北部三肇凹陷徐家围子向斜东翼斜坡，含油面积2.36km2。主要储集层是下白垩统泉三、四段地层的扶余油层和杨大城子油层，为低孔、特低渗储层。开发初期为了避免层间矛盾，只射开YⅠ6、YⅡ41、YⅡ42 三个主力层，动用地质储量118.7×104t。2013年区块北部5口油井补射扶余油层的FⅡ13、FⅢ13两个小层，动用地质储量7.2×104t。原始气油比22.8m3/t。采用矩形五点300×250井网类型，共有10口注气井和14口采油井其中采油井树97-碳12和树91-碳16分别位于先导试验区块的西南和西北边部，在开发过程中受效程度差，产量低，于是采取压裂引效，增油效果明显。
树97-碳12井，2009年3月生产，开采层段YI6和YII41，射开砂岩厚度11.2m，有效厚度8.6m，初期日产油0.5t。此井处于先导区块边部，开发层段连通树96-碳13和树96-碳14两口注气井，与矩形五点井网中部的采油井相比较，采油强度相对较差，而且此井处于树101先导试验区块边部并为构造最低点，因气体有易向构造高点运移的性质，导致气驱控制程度低。受以上因素影响，压裂前开采产量仅有日产量0.3t左右，气油比相比中部油井低很多，仅有23-43m3/t。
树91-碳16井，2008年8月生产，初期开采层位YI6和YII41，射开砂岩厚度9.4m，有效厚度6.6m，初期日产油1t左右。2013年8月补射FII13和FIII13，补射后开采层段砂岩厚度共13.2m，有效厚度共8.4m。此井处先导区块边部，初期开发层段仅与树92-碳17注气井单向连通，补孔后，也连通树92-碳16注气井（同时期油井转注），与矩形五点井网中部的采油井相比较，气驱控制程度低，采油强度较差。随着该井的不断开采，产液能力逐渐下降，压裂前开采产量降至日产量0.4t左右，气油比相比中部油井低很多，仅有23-41m3/t 。
2.油井压裂情况
2.1 油井压裂的理论依据
油井压裂的效益体现在有效期内累计增油量。按达西定律可将油层压裂增油的数学公式表达为：
ΔQ =[2πrH/ Lμ]（1 - fw）[K2（Pe2- Pw2） - K1（Pe1- Pw1）]
（ΔQ：压裂增油量m3/d;r：井筒半径m;H：油层压开厚度m;fw：压裂层段含水率;K1，K2：压裂前后压裂层段油层渗透率μm2;Pe1，Pe2：压裂前后距油井 L 处地层压力MPa;Pw1，Pw2： 压裂前后流动压力MPa）
由公式可知：①当 Pe1比较高能使 Pe2在饱和压力以上时，则压裂效果较好;②K2越高压裂效果越好;③H 越大压裂效果越好;④fw 越低压裂效果越好;⑤Pw1保持较高压裂效果较好。
上述五条影响压裂效果的因素中，除②项与压裂施工裂缝导流能力有关外，其余四项均属选井选层应遵循的原则，为压裂选井选层由定性到定量提供了理论依据。
2.2 压裂工艺及措施规模
气驱油井压裂方式与水驱油井压裂方式相同，压裂工艺上没有区别，只是针对不同油井，制定了不同的压裂设计方案。这两口油井对射开的层段都进行了压裂。压裂井压裂裂缝长正常控制在80m左右。树97-碳12由于是气驱油井初次压裂尝试，为防止气窜，压裂缝长规模为70m。基于树97-碳12压裂后开发情况，树91-碳16压裂规模适当的加大，压裂缝长规模为100m。
3.压裂效果分析
3.1 产量变化情况
树97-碳12井压裂引效初期日产油量由0.3t上升至2.2t，后续由于周边扩边区注气井已投产，目前连通4口注气井，日产油为1.9t，截止到2015年11月已累计增油1879t。气油比保持平稳，维持在25m3/t左右，未发生气窜。
树91-碳16井压裂引效初期日产油量由0.4t上升至4.4t，目前稳定在2t，已累计增油364t。气油比保持平稳，维持在23m3/t，未发生气窜。
3.2 油层动用状
以树91-碳16井为例，压裂后大幅度增油，油层的动用情况得到了充分的改善。结合压裂后产液剖面测试结果，F313、Y16和Y24层段产液强度在0.4-0.8m3/d.m，甚至高于井网中部一些连通受效好的油井产液强度，压裂措施发挥了作用，剩余油得到了进一步挖潜。但是F213层段无产液量，压裂无效果，需要进一步的监测跟踪评价。
3.3 压后保护
压裂方案执行后，为充分挖掘油井的潜力，保证稳产效果，初期油井电机采用工频运转，增大油井冲次，冲次由3.6次/分调至5.6次/分，提高抽汲力度，尽最大可能排液，减少压裂液对地层的污染;之后降低油井冲次，调至4次/分，油井限流开采，防止气窜;同时，对压裂油井周围的注气井保持高注入量，平均日注气量20m3，为油井压裂层段及时补充能量。
3.4 经济指标
按照目前原油40美元/桶价格，吨油成本1281元，吨油利润586元计算（1吨=7.31桶，1美元=6.3元人民币），目前计划作业费用60万计算，压裂井累积预增油1023t则可收回成本。以树97-碳12为例，按目前产油量分析，已累计增油1879t，投入产出比可达1：1.83，可达到措施增效目的。
4、建议
1、可考虑利用油井压裂这个契机，结合同注气井其他连通油井的气窜和受效情况，制定恰当的连通油井开关制度，以此提高压裂油井产量，控制连通油井气窜程度。例如树92-碳17连通三口油井树91-碳斜17和树91-碳斜18和树91-碳16，树91-碳斜17和树91-碳斜18气窜比较严重，气油比达到150m3/t左右，可以考虑对其周关一段时间，控制压力传导方向，同时利用树91-碳16 压裂改善渗流能力这个时机，加大树91-碳16抽汲力度，通过地层压力差，改变以往的驱替方向通道，一定程度上可加速扩大气体波及面积，从长远角度来看，有利于储层的有效动用。
2、树101外扩1区内处于区块边部的油井，气驱控制程度较低，地层能量补充不足。对于地层压力较低发育一定厚度的油井，应先提高周围注气井的注气量进行压前培养，待系统压力恢复到一定程度，再进行压裂。