姬塬油田長(zhǎng)9 油藏酸化提液技術(shù)研究

楊永康，王曉婷，田發(fā)金，李本剛，王 新，趙宏達(dá)

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

姬塬油田區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構(gòu)造平均坡度小于1°，平均坡降6～7 m/km。該區(qū)構(gòu)造主要為西傾單斜背景上由差異壓實(shí)作用形成的一系列由東向西傾沒(méi)的低幅鼻狀隆起，鼻狀隆起軸線近于東西向，寬度近3～5 km。黃39區(qū)塊其中長(zhǎng)8 油層組可細(xì)分為長(zhǎng)81、長(zhǎng)82，長(zhǎng)9 油層組可細(xì)分為長(zhǎng)91、長(zhǎng)92，黃39 井區(qū)主要含油層位為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81、長(zhǎng)82、長(zhǎng)91。長(zhǎng)91以水下分流河道沉積的細(xì)砂巖為主要儲(chǔ)集層，砂體全區(qū)發(fā)育，連成一片，黃39 井區(qū)砂體總體展布呈西北～東南向，有東西兩支砂體，局部呈條帶狀。縱向上，長(zhǎng)91單砂體厚5～10 m，疊加厚度5～40 m。

長(zhǎng)91油層為三角洲平原分流河道沉積，砂體發(fā)育穩(wěn)定且面積廣，儲(chǔ)層物性好，局部富集，油藏埋深2 840 m，井均鉆遇砂體厚度22.1 m，有效厚度8.6 m。儲(chǔ)層巖石碎屑成份以長(zhǎng)石為主，石英次之，充填物主要有網(wǎng)狀粘土濁沸石、硅質(zhì)、鐵方解石，儲(chǔ)層孔隙組合類(lèi)型以粒間孔、溶孔～粒間孔為主其次為溶孔以及極少量的晶間孔，平均孔隙度12.20 %，滲透率為8.38 mD，屬特低滲透油層。

1 選井依據(jù)及措施效果評(píng)價(jià)

1.1 長(zhǎng)9 油藏措施選井依據(jù)

1.1.1 良好的儲(chǔ)層物性 姬塬油田長(zhǎng)9 油藏為典型的巖性及構(gòu)造-巖性油藏，整體構(gòu)造呈現(xiàn)“北高南低，東高西低”特征，東北部隔夾層較厚，西南部與底水直接接觸；油藏整體物性較差，滲透率低，有效厚度小，KH 值低，但較長(zhǎng)81、長(zhǎng)82好，油藏平均有效厚度13.4 m，孔隙度12.0 %，滲透率1.6×10-3μm2（見(jiàn)圖1）。

圖1 長(zhǎng)81、長(zhǎng)82、長(zhǎng)91 儲(chǔ)層物性對(duì)比圖

1.1.2 較高的壓力保持水平 2013 年長(zhǎng)9 油藏原始地層壓力23.1 MPa，規(guī)模開(kāi)發(fā)后能量保持水平迅速下降，通過(guò)后期注水開(kāi)發(fā)及不斷優(yōu)化注水技術(shù)，近三年地層壓力保持水平逐年上升，2013 年測(cè)試9 口井，平均壓力19.0 MPa，壓力保持水平已恢復(fù)至原始地層壓力的82.0 %，尤其初期注水的部位，地層能量基礎(chǔ)已經(jīng)具備（見(jiàn)圖2）。

圖2 長(zhǎng)9 油藏歷年壓力保持水平柱狀圖

1.1.3 明顯的堵塞特征 長(zhǎng)9 油藏通過(guò)后期完善注采井網(wǎng)，不斷優(yōu)化注水開(kāi)發(fā)技術(shù)，油井已逐步開(kāi)始見(jiàn)效，在生產(chǎn)過(guò)程中，部分油井呈現(xiàn)注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效及產(chǎn)量突降，對(duì)比儲(chǔ)層物性與周?chē)従顒e不大，但開(kāi)發(fā)情況差別明顯的，2013 年優(yōu)先選擇實(shí)施酸化提液；本區(qū)長(zhǎng)9油藏堵塞特征主要呈現(xiàn)兩種方式。

1.1.3.1 油井注水見(jiàn)效后產(chǎn)量突降，含水持續(xù)上升堵塞機(jī)理：油井見(jiàn)效后，隨著注水開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，近井地帶油水兩相滲透率發(fā)生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數(shù)下降，含水上升（見(jiàn)圖3）。

圖3 長(zhǎng)9 油藏堵塞機(jī)理示意圖Ⅰ

1.1.3.2 油井無(wú)明顯見(jiàn)效過(guò)程，含水緩慢上升 堵塞機(jī)理：油層與底水直接接觸，生產(chǎn)過(guò)程中隨地層能量逐步下降，液量逐漸下降，近井地帶油水兩相滲透率發(fā)生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數(shù)下降，底水上錐導(dǎo)致含水上升（見(jiàn)圖4）。

圖4 長(zhǎng)9 油藏堵塞機(jī)理示意圖Ⅱ

1.1.4 油井見(jiàn)效比例低，需要措施引效 長(zhǎng)9 油藏注水開(kāi)發(fā)后，油藏整體緩慢見(jiàn)效，但見(jiàn)效程度較低，平面上分布不均衡。一類(lèi)見(jiàn)效井僅占23 %，不見(jiàn)效井占43 %，為均衡平面采液，有必要實(shí)施措施引效。

1.2 關(guān)鍵技術(shù)

1.2.1 確定了底水油藏隔夾層對(duì)措施效果影響 結(jié)合2013 年長(zhǎng)9 油藏措施井油水接觸類(lèi)型，分析隔夾層與油井措施后含水上升幅度關(guān)系看出，隔夾層厚度大，措施后含水上升幅度低，解堵效果越好隔夾層厚度大的油井，酸化后有效提高了油相滲透率，含水保持穩(wěn)定或下降；與底水直接接觸的油井，措施后強(qiáng)抽排液可導(dǎo)致局部底層能量下降，底水上錐。

1.2.2 確定了地層能量與措施效果關(guān)系 通過(guò)油井酸化提液措施后日增油、含水上升幅度、液量上升幅度與地層壓力保持水平散點(diǎn)圖可以看出，壓力保持水平在大于75 %時(shí)，油井措施效果顯著（見(jiàn)圖5）。

圖5 長(zhǎng)9 油藏酸化措施壓力保持水平與措施效果關(guān)系散點(diǎn)圖

1.2.3 確定了合理施工參數(shù) 通過(guò)施工參數(shù)與措施效果三點(diǎn)關(guān)系圖中可以看出，酸化增油效果較好的油井酸液用量控制在12～15 m3，措施施工排量控制在450～510 L/min（見(jiàn)圖6）。

1.3 長(zhǎng)9 油藏酸化提液效果評(píng)價(jià)

1.3.1 措施有效率高，提液效果明顯 全年共計(jì)實(shí)施酸化8 井次，其中黃219 長(zhǎng)9 油藏土酸酸化4 井次、負(fù)壓返排酸化2 井次；黃39 長(zhǎng)9 油藏多氫酸酸化2 井次，措施后日增油15.66 t，累計(jì)增油2 070 t（見(jiàn)圖7）。

圖6 長(zhǎng)9 油藏酸化措施施工與措施效果關(guān)系散點(diǎn)圖

1.3.2 有效降低油藏綜合遞減 2013 年黃219 長(zhǎng)9油藏兩項(xiàng)遞減均呈現(xiàn)逐步下降趨勢(shì)，油藏開(kāi)發(fā)形勢(shì)變好，對(duì)比年初，油藏自然遞減下降21.6 %，綜合遞減下降28.3 %，措施降低指標(biāo)6.7 %（見(jiàn)圖8）。

1.4 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

表1 成本計(jì)算表

投入產(chǎn)出比計(jì)算：λ=V/Cf；V=ΔQo×（Mo-Cd），投入產(chǎn)出比：20.4。

經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算：E=V-Cf-Cd×ΔQ，預(yù)測(cè)取得的經(jīng)濟(jì)效益：800.15 萬(wàn)元。

2 取得的認(rèn)識(shí)

（1）長(zhǎng)9 油藏投產(chǎn)兩年后，對(duì)于注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效，動(dòng)態(tài)堵塞特征明顯井，已經(jīng)具備措施提液的時(shí)機(jī)。

（2）酸化提液必須具備兩個(gè)條件，一是油層物性保證（8 m 以上油層），二是油井壓力保證（壓力保持水平大于75 %，提液效果明顯）。

（3）部分與底水直接接觸井含水上升，是由于地層堵塞造成局部低壓，底水上升引起的，實(shí)施酸化措施引效時(shí)，若地層能量不足，措施后排液容易引起油藏底水進(jìn)一步上錐，導(dǎo)致油井措施后高含水。

（4）長(zhǎng)9 油藏地層能量有保證，且隔夾層厚度較大的油井措施后體液效果顯著，且措施后含水上升幅度小，措施有效率高。