姬塬油田元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究及應(yīng)用

雒文杰，高 改，寧 瑩，吳國(guó)文，張玉秋，楊亞少，莫 磊

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩，每千米坡降6～7 m。區(qū)域內(nèi)主要含油層組長(zhǎng)4+5油藏為湖相沉積體系中三角洲前緣亞相水下分流河道沉積，受巖性、物性控制，砂體展布為北東-南西向。巖性主要為灰色細(xì)粉砂巖。巖石顆粒分選中～好等。油層平均孔隙度為11.4%，滲透率為3.3 mD，屬低滲透儲(chǔ)層。

1 制約提高單井產(chǎn)量的主要因素

1.1 儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度高，水淹井比例高

根據(jù)變尺度分析和巖心觀察：儲(chǔ)層砂巖微觀裂縫均較發(fā)育，發(fā)育北東-南西向裂縫16條，北西-南東向裂縫13條；裂縫類型為高角度張剪性縫為主，垂直裂縫和斜交縫常見，層間縫次之，處于充填和半充填狀態(tài)。

水淹井狀況：目前元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏水淹井共計(jì)77口，占全區(qū)井?dāng)?shù)38.9%；從含水分布情況看，主要分布在油藏西部、東部矩形井網(wǎng)，與裂縫分布情況基本吻合，且油井來水方向與裂縫發(fā)育方向一致。

1.2 開發(fā)早期能量保持水平過高，微裂縫開啟，油井投產(chǎn)見水多

元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏微裂縫發(fā)育；在開發(fā)前期實(shí)施了超前注水，開發(fā)初期日實(shí)際注水量大35～50 m3，注水強(qiáng)度偏大，地層能量保持水平過高（120%～135%），水井井底注水壓力大于油層破裂壓力（見表1），使處于閉合狀態(tài)的微裂縫開啟，導(dǎo)致投產(chǎn)初期水淹井比例高，油藏投產(chǎn)初期含水達(dá)到30%，直接跨越無水采油期（見表2）。

表1 元48區(qū)開發(fā)初期注水壓力與破壓對(duì)比表

表2 元48區(qū)開發(fā)初期油井壓力與生產(chǎn)狀況對(duì)比表

1.3 層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，剖面吸水狀況不佳

通過對(duì)部分取心井的精細(xì)觀察，結(jié)合70口井的綜合測(cè)井曲線分析，元48區(qū)層內(nèi)夾層具體可分為泥質(zhì)夾層、巖性夾層、物性夾層3種。但夾層分布不穩(wěn)定，其泥巖或低滲透性層在儲(chǔ)層中成透鏡狀分布，鈣質(zhì)夾層僅在部分井內(nèi)發(fā)育，是控制和影響單砂體垂向上注入水波及體積和層內(nèi)剩余油分布的關(guān)鍵因素。在水井吸水剖面呈現(xiàn)尖峰狀、指狀吸水，部分井段不完全吸水，通過對(duì)歷年所測(cè)吸水剖面來看，非均勻吸水井仍占一定比例（見表 3）。

表3 元48長(zhǎng)4+5油藏歷年吸水狀況統(tǒng)計(jì)表

1.4 主側(cè)向壓差大，側(cè)向低產(chǎn)低效井比例高

目前該區(qū)能量平面分布趨于均衡，壓力保持水平104.9%，地層壓力15.6 MPa，但不同注采井網(wǎng)、同一井網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)主側(cè)向壓力差異較大，相差在1.4～2.5 MPa范圍。導(dǎo)致側(cè)向油井見效比例低（見圖1，表4）。

表4 元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏主側(cè)向低產(chǎn)井統(tǒng)計(jì)

1.5 矩形井網(wǎng)適應(yīng)性差，注水促見效與控水穩(wěn)油矛盾突出

元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏東部采用小排距的矩形井網(wǎng)開展先導(dǎo)試驗(yàn)開發(fā)，而油藏西部和南部采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開發(fā)。通過對(duì)比得出油藏東部?jī)?chǔ)層物性與油藏西部相同，且都明顯優(yōu)于油藏南部。但在生產(chǎn)數(shù)據(jù)看，油藏南部平均單井日產(chǎn)油能力最低、含水最高，日產(chǎn)油能力比油藏西部低1.0 t；油井含水大于30%的高含水井的比例比其它兩個(gè)區(qū)域高。從而得出矩形井網(wǎng)在元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏適應(yīng)性差（見表5）。

由于井網(wǎng)適應(yīng)性差導(dǎo)致油藏東部開發(fā)矛盾大。自2007年3月因該區(qū)域含水快速上升而下調(diào)注水井配注，調(diào)配后該區(qū)域伴隨含水下降的同時(shí)產(chǎn)液量也出現(xiàn)大幅度下降。2007年12月為提高單井產(chǎn)量實(shí)施強(qiáng)化注水，但油井均伴隨明顯的含水上升。

2 提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究與應(yīng)用

截止2009年12月元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏整體含水46.0%，而采出程度低只有5.34%，剩余油挖潛潛力大。針對(duì)元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏存在問題，以優(yōu)化注水開發(fā)技術(shù)政策為立足點(diǎn)，重點(diǎn)應(yīng)用各種技術(shù)的研究與應(yīng)用，來遏制含水上升速度，提高單井產(chǎn)量。

2.1 合理開發(fā)技術(shù)政策，控制含水上升速度

動(dòng)靜態(tài)資料證明元48區(qū)微裂縫異常發(fā)育，油井對(duì)注水的響應(yīng)極為敏感。開發(fā)初期經(jīng)歷兩次含水快速上升階段，但經(jīng)過及時(shí)、大規(guī)模的注水調(diào)整，含水上升的勢(shì)頭得到了有效控制（見圖2）。

2007年以來根據(jù)儲(chǔ)層特征及不同開發(fā)井網(wǎng)，在深化地質(zhì)認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上結(jié)合油水井動(dòng)態(tài)特征，對(duì)油藏實(shí)行分區(qū)域開發(fā)管理。針對(duì)不同區(qū)域注水開發(fā)過程中出現(xiàn)的主要矛盾，依據(jù)開發(fā)動(dòng)態(tài)和數(shù)值模擬結(jié)果不斷實(shí)施注水調(diào)整，從而得出適合元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏的注水開發(fā)技術(shù)政策即“總體溫和、局部調(diào)整、邊部加強(qiáng)”。經(jīng)不斷合理開發(fā)技術(shù)政策，油藏含水上升速度減緩（見表6）。

2.2 開展周期注水試驗(yàn)，提高水驅(qū)油效率

周期注水機(jī)理是在油層內(nèi)產(chǎn)生連續(xù)不穩(wěn)定壓力分布，上限注水時(shí)使非均質(zhì)小層或?qū)訋чg產(chǎn)生附加壓差，從而驅(qū)出小層中滯留油；適應(yīng)條件：低滲、親水性、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)的油藏，元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏滿足周期性注水條件。

2009年9月選定10個(gè)井組實(shí)施周期注水試驗(yàn)（見表7），截止2010年底，試驗(yàn)區(qū)內(nèi)日產(chǎn)液量由197 m3下降到191 m3，日產(chǎn)油量由104 t上升到108 t，日增油4.0 t，含水由37.8%下降到33.5%，提高水驅(qū)油效率。

表5 姬塬油田元48區(qū)長(zhǎng)4+522油藏物性及生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比表

圖2 姬塬油田元48區(qū)注采曲線（2006－2010）

表6 元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏開發(fā)技術(shù)政策執(zhí)行表

表7 元48區(qū)周期注水井組調(diào)配方案

2.3 水井降壓增注，補(bǔ)充地層能量

由于元48區(qū)油藏部分注水井回注污水導(dǎo)致地滲滲流狀況變差和南部?jī)?chǔ)層物性差，致使部分井注水壓力高，日注難以達(dá)到地質(zhì)配注要求。針對(duì)長(zhǎng)期注不夠的水井2007-2010年對(duì)該區(qū)實(shí)施降壓增注措施13井次，措施前后平均日注由6 m3上升到27 m3，注水壓力由13.9 MPa下降到11.9 MPa。當(dāng)年累計(jì)增注量為62894m3。措施后日注水量全部達(dá)到地質(zhì)配注要求，有效的補(bǔ)充了地層能量（見表8）。

2.4 水井剖面治理，提高水驅(qū)動(dòng)用程度

針對(duì)元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏隔夾層發(fā)育，垂向上的非均質(zhì)性強(qiáng)，導(dǎo)致剖面吸水不均勻。歷年來利用吸水剖面資料，結(jié)合井組動(dòng)態(tài)變化對(duì)吸水剖面呈尖峰狀、指狀的井實(shí)施暫堵酸化調(diào)剖；對(duì)主力層多段動(dòng)用，吸水剖面表現(xiàn)為一段或兩段不吸水的井實(shí)施選擇性增注。通過以上措施從注水井效果分析，措施均有效果，剖面治理后水驅(qū)趨于好轉(zhuǎn)，可對(duì)比井吸水厚度由8.3 m上升至9.9 m。改善了剖面吸水狀況，提高了油藏水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度（見表 9）。

從采油井來看，剖面治理后對(duì)應(yīng)油井見效17口，含水由57.0%下降至33.1%，單井日增油量0.98 t，當(dāng)年累計(jì)增油5 295 t（見表10）。

2.5 裂縫帶水井整體化堵，調(diào)整水驅(qū)方向

元48區(qū)油藏西部?jī)?chǔ)層物性較好，試油產(chǎn)油量均為20 t以上的純油，開發(fā)初期平均單井日產(chǎn)油量高達(dá)6 t以上。由于裂縫發(fā)育，尤其骨架注水井壓裂改造后裂縫方向更加復(fù)雜，造成該區(qū)大面積油井含水上升，產(chǎn)能損失嚴(yán)重。

鑒于以上情況，2010年油藏西部實(shí)施裂縫帶整體化堵措施，共完成水井化堵18口，對(duì)應(yīng)油井71口，見效井26口，動(dòng)態(tài)特征“三降一穩(wěn)一升”即液量、液面、含水下降，含鹽穩(wěn)定，油量略有上升。日產(chǎn)油量由110t上升到122 t，日增油12.0 t，含水由47.7%下降到40.0%，水驅(qū)指數(shù)由0.744 7上升到1.069 4，存水率由0.546 0上升到0.621 5。取得良好的效果。

表8 元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏2007-2010年水井降壓增注生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)表

表9 元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏2007-2009年剖面治理水井效果表

表10 元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏2007-2009年剖面治理油井效果表

表11 姬塬油田元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏2007-2010年油井措施效果統(tǒng)計(jì)表

2.6 油井措施挖潛，提高單井產(chǎn)量

為提高單井產(chǎn)量和降低油田遞減，2007年開始在該區(qū)實(shí)施油井措施試驗(yàn)，摸索該區(qū)合理的措施方式。根據(jù)油藏動(dòng)態(tài)特征，剖析儲(chǔ)層物性，結(jié)合試井資料，深入分析低產(chǎn)原因，采取相應(yīng)的工藝方法，恢復(fù)和提高油井產(chǎn)能。

根據(jù)以上指導(dǎo)思想，針對(duì)儲(chǔ)層物性較好、能量有保證、產(chǎn)量突然下降或含水上升導(dǎo)致的堵塞井采取酸化或暫堵酸化、壓裂等措施引效；針對(duì)見注入水且驗(yàn)明油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系的高含水井采取油水井雙向化堵調(diào)剖；針對(duì)低產(chǎn)井和未見效井采取重復(fù)壓裂改造措施。歷年共計(jì)實(shí)施油井措施49井次，有效井47口，平均單井有效期為190 d，平均單井日增液量3.5 m3，平均單井日增油量1.2 t，當(dāng)年累計(jì)增油量9 005 t（見表11）。

2.7 實(shí)施效果

（1）井口平均單井產(chǎn)量由2009年底1.37 t上升至1.50 t；（2）自然遞減由2009年底13.2%降至3.5%，綜合遞減由2009年底12.1%降至-0.38%；（3）綜合含水由2009年底46.0%降至40.1%，含水上升率由2009年底5.2%降至-4.8%。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）提高單井產(chǎn)量是一項(xiàng)長(zhǎng)期的、綜合性的工作。

（2）制約元48區(qū)提高單井產(chǎn)量的主要因素是儲(chǔ)層物性差、微裂縫發(fā)育、水驅(qū)不均、主側(cè)向壓差大、矩形井網(wǎng)適應(yīng)性差。

（3）提高元48區(qū)長(zhǎng)4+5油藏單井產(chǎn)量要以科學(xué)的注水開發(fā)技術(shù)政策為立足點(diǎn)，加大水井吸水剖面治理、引入周期注水、裂縫帶整體化堵等新技術(shù)為重點(diǎn)。

（4）通過對(duì)元48區(qū)提高單井產(chǎn)量技術(shù)應(yīng)用效果，得出油藏綜合治理要從問題的根本處入手，不能“頭疼醫(yī)頭，腳疼醫(yī)腳”。

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[3]劉麗麗，等著.姬塬油田鐵邊城區(qū)元48井塊開發(fā)方案[S].勘探開發(fā)研究院，2005.

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