谷104長(zhǎng)6油藏提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究

胥中義，湯仁文，毛建文，張 維，別勇杰，莊 潮

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠(chǎng)，寧夏銀川 750006）

吳旗油田谷104區(qū)位于陜北斜坡帶的中西部，吳起地區(qū)長(zhǎng)6油藏頂構(gòu)造簡(jiǎn)單，同樣為西傾單斜背景上由差異壓實(shí)作用形成的一組鼻狀隆起，隆起幅度10～15 m，且內(nèi)部有兩個(gè)微形鼻狀構(gòu)造，幅度2～4 m。沉積環(huán)境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開(kāi)發(fā)層系長(zhǎng)6油藏，孔喉組合以小孔隙吼型為主，平均喉道半徑為0.19 μm，屬小孔喉高密度分布。原始地層壓力15.5 MPa，飽和壓力5.83 MPa，屬于典型的低壓低滲油藏。

1 砂體展布

吳起地區(qū)長(zhǎng)6油層屬于三角洲前緣相帶沉積，區(qū)域上是由東北方向的榆林－橫山三角洲的前緣部分。從沉積微相的平面展布特征來(lái)看，水下分流河道的方向?yàn)闁|北－西南方向，在區(qū)內(nèi)可明顯分出兩支次水下分流河道，不同時(shí)期的沉積微相有一定的繼承性，但也有一定的變化。長(zhǎng)63油層是在淺湖環(huán)境中沉積的，以三角洲沉積體系中的前緣亞相為主，水下分流河道與殘留河口壩是其主要沉積微相，物源來(lái)自于為鄂爾多斯盆地北部的陰山古陸，方向?yàn)楸睎|-南西向，沉積微相為三角洲水下分流河道，研究區(qū)內(nèi)由北向南發(fā)育4條砂帶，砂帶寬度2～4 km。

圖1 吳旗油田長(zhǎng)63沉積微相圖

圖2 吳旗油田長(zhǎng)63油藏綜合圖

表1 薛岔作業(yè)區(qū)谷104區(qū)綜合數(shù)據(jù)表

2 生產(chǎn)概況

截止2013年12月底，谷104長(zhǎng)63油藏開(kāi)采油井183口，井口日產(chǎn)液287 t、日產(chǎn)油162 t、綜合含水43.6%，平均單井日產(chǎn)液1.57 t、單井日產(chǎn)油0.88 t，平均動(dòng)液面1 478 m；注水井73口，日注量1 885 m3，單井日注水25 m3，月度注采比5.3。單井產(chǎn)量小于0.5 t的井有85口，占總開(kāi)井?dāng)?shù)46.4%（見(jiàn)表1）。

3 影響單井產(chǎn)量因素

3.1 油藏局部物性較差，單井產(chǎn)能低

谷104區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層屬于三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、河道側(cè)翼及河道間灣，河道側(cè)翼由于隔夾層發(fā)育，物性變差，目前谷104單井產(chǎn)能僅為0.90 t，大于1.5 t油井僅分布于油藏北部，油藏南部單井產(chǎn)能0.57 t，物性差，注水不見(jiàn)效；產(chǎn)量小于0.5 t的井有82，占油井總數(shù)的45.5%，低產(chǎn)井比例大，單井日產(chǎn)油0.20 t，含水73.4%。其中新17單元主要是是儲(chǔ)層物性差，注水不見(jiàn)效，油藏有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)尚未建立，油井一直低產(chǎn)低效；高56單元主要是儲(chǔ)層本身物性差，且儲(chǔ)層原始高水飽，投產(chǎn)即見(jiàn)地層水，治理難度大，物性參數(shù)（見(jiàn)表2）。

3.2 剖面吸水狀況變差，油井含水上升

谷104單元油層隔夾層發(fā)育，儲(chǔ)層非均值性強(qiáng)，注入水單層突進(jìn)，吸水剖面由均勻變尖峰，不均勻吸水比例高66.7%，平面、剖面水驅(qū)不均，油井投產(chǎn)后含水上升速度快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。截止目前見(jiàn)注入水油井85口，占見(jiàn)水井的71.4%，主要分布于新17單元裂縫見(jiàn)水及油藏北部谷104單元裂縫孔隙型見(jiàn)水，同時(shí)受層內(nèi)、層間注入水影響，來(lái)水方向、見(jiàn)水層位復(fù)雜，治理難度大，其中試油出大水未投產(chǎn)油井10口，投產(chǎn)即見(jiàn)注入水12口，投產(chǎn)后受儲(chǔ)層微裂縫以及非均值性影響后期新增見(jiàn)水井11口，產(chǎn)能損失25 t/d，儲(chǔ)量失控嚴(yán)重。

3.3 局部微裂縫發(fā)育，造成油井水淹

由于長(zhǎng)63油藏存在發(fā)育完全的天然裂縫以及后期改造人工裂縫，油水井投入生產(chǎn)后裂縫滲透率（10.53×10-3μm2）遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于孔隙滲透率（平均0.39×10-3μm2），裂縫成為優(yōu)勢(shì)水驅(qū)油通道，水驅(qū)油過(guò)程主要發(fā)生在裂縫中，孔隙中水驅(qū)效率非常低，油井往往會(huì)出現(xiàn)暴性水淹，動(dòng)態(tài)表現(xiàn)就是投產(chǎn)即見(jiàn)水，或者含水突升，液面、液量大幅上升。

根據(jù)谷46-104的成像測(cè)井顯示，該區(qū)域長(zhǎng)63油藏局部微裂縫發(fā)育，且高角度裂縫上下貫通，長(zhǎng)612注入水向下濾失和層內(nèi)長(zhǎng)63注入水沿微裂縫突進(jìn)的共同作用是該區(qū)油井見(jiàn)水主要控制因素。

表2 谷104分單元物性參數(shù)表

表3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性系數(shù)統(tǒng)計(jì)對(duì)比表

表4 谷46-104裂縫發(fā)育情況統(tǒng)計(jì)表

圖3 谷46-104井長(zhǎng)63頂部成像特征圖

4 治理對(duì)策

4.1 實(shí)施不穩(wěn)定注水技術(shù)

谷104區(qū)主要以水下分流河道沉積為主，表現(xiàn)為正韻律沉積，微觀(guān)上顆粒下粗上細(xì)，容易在下部形成優(yōu)勢(shì)通道，吸水剖面上表現(xiàn)為吸水下移。2012年冬季谷104北部正常注水時(shí)，油井含水持續(xù)上升，含水上升速度1.4%每月，2013年針對(duì)北部高產(chǎn)區(qū)谷52-103等8口注水井實(shí)施不穩(wěn)定注水，井組內(nèi)對(duì)應(yīng)36口油井含水保持穩(wěn)定，其中6口井含水下降，綜合含水由34.2%下降到25.6%，單井產(chǎn)能由0.94 t/d上升到1.10 t/d，累計(jì)增油421 t。實(shí)踐證明不穩(wěn)定注水對(duì)于正韻律沉積環(huán)境的水下分流河道適應(yīng)性較好，能夠緩解油井含水上升速度。

4.2 加強(qiáng)剖面治理，改善水驅(qū)狀況

加大注水井吸水剖面治理力度，改善水驅(qū)狀況，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，開(kāi)展分層注水、深部化學(xué)調(diào)剖、暫堵酸化等治理措施，逐步提高水驅(qū)油效率，提高油藏開(kāi)發(fā)水平。

針對(duì)主力層段多段動(dòng)用，上下射孔段吸水不均且射孔段滿(mǎn)足分注條件注水井實(shí)施層內(nèi)分注，改善剖面水驅(qū)，提高吸水厚度。

針對(duì)底部尖峰吸水，吸水厚度小，注入水單層突進(jìn)，井組內(nèi)油井含水上升，開(kāi)展化學(xué)堵水調(diào)剖措施，改變水驅(qū)方向，迫使水驅(qū)厚度增加均勻推進(jìn)。

谷60-97于2012年5月20日實(shí)施調(diào)堵水，對(duì)應(yīng)2口水淹井谷60-96、谷62-96井均見(jiàn)到較好效果，其中谷60-96含水由100%下降到46.3%，液面由套返下降至865 m，見(jiàn)效周期1個(gè)月；谷62-96含水由100%下降到35.4%，液面由套返下降至932 m，含鹽由8 563上升到17 642 mg/L，見(jiàn)效周期15天。針對(duì)同一層段內(nèi)不同部位指狀或尖峰吸水，實(shí)施暫堵酸化措施。谷48-105井實(shí)施暫堵酸化后分注，吸水厚度增加，吸水狀況由指狀吸水變均勻吸水。

4.3 加強(qiáng)油井措施引效，提高單井產(chǎn)能

谷104區(qū)產(chǎn)量小于0.5 t的井有85口，占油井總數(shù)的6.4%，單井日產(chǎn)油0.19 t，含水74.6%。低產(chǎn)井比例大，單井產(chǎn)量低。

4.3.1 開(kāi)展油井堵水，恢復(fù)水淹井產(chǎn)能 受儲(chǔ)層微裂縫、油藏水驅(qū)差影響，谷104綜合含水不斷上升，水淹井?dāng)?shù)量逐漸增加，為了改善水驅(qū)效果，抑制油井含水上升速度，2013年在谷104北部實(shí)施整體堵水調(diào)剖，封堵見(jiàn)水裂縫，并由原來(lái)的單方向注水井堵水轉(zhuǎn)變?yōu)橛退p向堵水。

4.3.2 開(kāi)展措施解堵，恢復(fù)單井產(chǎn)能 針對(duì)部分井油井近井地帶地層堵塞造成油水兩相滲透率發(fā)生變化，動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為產(chǎn)能突降，含水上升，壓力保持水平較高，表皮系數(shù)較大，實(shí)施酸化解堵措施，目前谷53-103酸化后日增油2.37 t，累計(jì)增油62 t，措施效果較好。

4.3.3 開(kāi)展壓裂等儲(chǔ)層改造試驗(yàn)，提高單井產(chǎn)能 谷104區(qū)受儲(chǔ)層物性差等因素影響，注水不見(jiàn)效，整體上地層壓力保持水平較低（84.6%），通過(guò)對(duì)壓力保持水平較高的井開(kāi)展壓裂引效，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行二次改造，提高近井地帶滲透率，從而提高單井產(chǎn)能。

5 結(jié)論

（1）谷104區(qū)長(zhǎng)63儲(chǔ)層屬于三角洲前緣沉積，發(fā)育水下分流河道、河道側(cè)翼及河道間灣，河道側(cè)翼由于隔夾層發(fā)育，儲(chǔ)層物性差，谷104單井產(chǎn)能僅為0.90 t。

（2）不穩(wěn)定注水政策在谷104區(qū)水下分流河道的正韻律沉積環(huán)境中適應(yīng)性較好。

（3）通過(guò)開(kāi)展分層注水、深部化學(xué)調(diào)剖、暫堵酸化等注水井治理措施，改善剖面吸水狀況，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，有效提高單井產(chǎn)能。

（4）針對(duì)不同的低產(chǎn)原因，采取油井堵水、酸化解堵、壓裂引效等治理對(duì)策，有效提高單井產(chǎn)能。

[1]王玉龍，高長(zhǎng)旺，等.提高單井產(chǎn)能技術(shù)在長(zhǎng)慶低滲透油田中的應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用，2011，30（3）：31-35.

[2]達(dá)引朋，任雁鵬，等.低滲透油藏中高含水油井提高單井產(chǎn)量技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用，2011，30（12）：18-42.