探究合水油區(qū)低滲油藏高效開發(fā)技術(shù)

邵蘋蘋

摘要：油層注水開發(fā)過程中的非均勻水驅(qū)，既受儲層物性、流體性質(zhì)制約，也受開發(fā)井網(wǎng)部署、層系組合以及增產(chǎn)措施調(diào)整的影響，研究和掌握這些特征，是搞好油田開發(fā)調(diào)整、不斷改善開發(fā)效果的依據(jù)。只有分析掌握油田的不均勻水驅(qū)及剩余油分布情況，并針對性采取調(diào)整措施，才能不斷改善油田開發(fā)效果。因此，正確評價目前油田開發(fā)效果是增產(chǎn)措施的基礎(chǔ)及關(guān)鍵所在。本文針對特低滲油藏特點，探究合水油區(qū)低滲油藏高效開發(fā)技術(shù)。

關(guān)鍵詞：合水油區(qū);低滲油藏;開發(fā)技術(shù)

低滲透油藏通常是指滲透率介于10毫達西與50毫達西之間的油藏，而低于10毫達西的油藏被界定特低滲透油藏。隨著我國大多數(shù)老油田產(chǎn)量的下降，油田進入高含水階段，使得低滲、特低滲油藏成為我國提高石油產(chǎn)量最重要的方向。低滲、特低滲油藏是我國主要的石油儲備資源，擁有巨大的資源潛力。但同時，也具有較大的勘探與開發(fā)難度，是目前國內(nèi)外油氣地質(zhì)學界和油藏工程專家們研究和關(guān)注的焦點。

1油藏地質(zhì)特征

1.1儲層非均質(zhì)嚴重，滲透率差異大。該類儲層多為半深水—淺水湖相沉積，水下分流河道最發(fā)育，其次為水下分流間灣、遠砂壩及前緣席狀砂沉積微相、河口砂壩。物源方向較多，儲層變化較大。層系含油面積小，沿斷層高部位呈“迭瓦狀”分布，低部位變?yōu)樗畬?，沿斷層呈條帶狀分布，縱向疊加厚度小。

1.2油藏埋藏深，儲層物性差，油藏埋深-2200—3000m，平均含油井段長1200米，含油層位多，井段長，每個小層具有獨立的油水界面，單砂體厚度一般在0.5-6米之間，為典型的砂泥巖間互的層狀油藏，層間和平面物性變化大。

1.3屬中低滲飽和中粘的常溫常壓油藏。油藏孔隙度11%—20%，滲透率為15-167.4×10-3μm2。物性參數(shù)差別大，縱向滲透率級差1-34.3倍。平均地面原油密度0.87g/cm3，原油粘度47.59mPa.s，平均44.62mPa.s，地層壓力系數(shù)為1.0，地層壓力在17-27MPa，地溫梯度3.4℃/100m，油藏溫度在74-85℃之間。地層產(chǎn)出水礦化度18-22×104mg/L。

2.低滲油藏開發(fā)存在問題

低滲、特低滲油藏由于其特殊的形成及賦存條件，并且由于在后期受到的一系列改造，造成儲層物性差，在油田注水開發(fā)時會產(chǎn)生一系列的問題：由于儲層非常致密，孔隙和喉道半徑較小，在注水開發(fā)時啟動壓力比較高，壓力梯度較大，因此需要提供很高的驅(qū)替壓力，但是隨著壓力的增加又容易造成水的突進，難以形成有效的驅(qū)替;由于儲層中各種粘土含量較高，在注水的過程中容易發(fā)生速敏、水敏等現(xiàn)象，堵塞巖石孔隙空間，對儲層造成嚴重的傷害，導致油層含水率急劇上升，使采油指數(shù)大幅下降。由于低滲、特低滲透儲層非均質(zhì)性較強，孔隙和喉道的粗細不均一，孔喉的分布也不均勻，使得在注水的過程中由于毛細管力的影響較大，水推進的速率不均勻，而形成繞流和卡斷的現(xiàn)象，造成大量的油滯留在其中不能被驅(qū)出;另外，由于低滲、特低滲儲層具有非常嚴重的賈敏效應(yīng)，對流體的流動產(chǎn)生阻力，降低了驅(qū)油效率。這些問題都導致了油藏注水采收率的降低，以及采出液含水率的提高，增加了石油開采的成本。

3.我國特低滲油藏調(diào)堵技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

3.1自適應(yīng)深部整體調(diào)驅(qū)

鄂爾多斯盆地CK油田是典型的淺層裂縫性特低滲巖性油藏，主力開發(fā)層位為C6油層組，油藏平均滲透率0.54×10-3μm2，平均孔隙度為8.72%，壓裂油井轉(zhuǎn)注開發(fā)，受層內(nèi)、層間嚴重非均質(zhì)的影響，注入水沿高滲帶、壓裂裂縫產(chǎn)生指進，且脆性黑云母充填的層理縫、紋理、孔隙微裂縫等在高壓下易張啟、延伸，使得油井含水率加快上升，產(chǎn)油量遞減迅速，油水井間竄流現(xiàn)象明顯，油藏的低滲透非均質(zhì)又導致大量井組注采情況不均衡，注入量較低、產(chǎn)液較低、受效狀況較差，需要補充能量。

呼園平等采用自適應(yīng)深部整體調(diào)驅(qū)方法，使用濃度0.5%和1500分子量的聚合物、150—300mg/L的有機鉻類復(fù)合交聯(lián)劑、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）進行交聯(lián)，加入質(zhì)量濃度0.03%—0.05%的穩(wěn)定劑，實現(xiàn)高礦化度模擬地層條件下的較好封堵效果和穩(wěn)定性，提高藥劑利用效率，剪切和巖心驅(qū)替性能評價實驗中建議用低剪切速率、泵入堵劑體積為0.3倍孔隙體積。

通過自適應(yīng)深部整體調(diào)驅(qū)，注入壓力與井口壓降狀況改善十分明顯，注入壓力平均提高了2.1MPa;調(diào)驅(qū)后油井平均日產(chǎn)液24.97m3，日產(chǎn)油9.29t，綜合含水率55%，綜合含水率平穩(wěn)持續(xù)下降達27百分點，由整體高含水變?yōu)橹泻疇顟B(tài)，截止到2015年11月，31口井累積增油量810.25t，含水率大于80%的油井措施后含水率降低了23個百分點，目前仍繼續(xù)有效，有效期超過13個月。

3.2氮氣微球交替驅(qū)技術(shù)

長慶油田董志區(qū)于2005年投入開發(fā)，屬低孔、低滲、低壓、低黏度、高飽和壓力儲層，水驅(qū)驅(qū)替系統(tǒng)難以建立，水驅(qū)波及效率低，“注不進，采不出”矛盾顯著。且由于天然微裂縫的存在，平面上產(chǎn)液量、含水分布不均。注氮氣可有效解決低滲透油藏能量難補充和儲層敏感性強的問題。為抑制氣竄，注氮氣時常采用氮氣/水交替注入，但由于油藏的非均質(zhì)性，注入水多沿水竄孔道和微裂縫向前指進，抑制氣竄效果有限，聚合物微球可有效封堵水流優(yōu)勢通道，使注入水在地層中更均勻推進，更好地與氮氣混合形成氣液兩相區(qū)，從而抑制氣竄。因此，將注氮氣和注微球相結(jié)合，提出氮氣微球交替驅(qū)開發(fā)特低滲油藏技術(shù)。

譚俊領(lǐng)等在董志區(qū)內(nèi)進行了2個井組的現(xiàn)場應(yīng)用，注入方式為氮氣/微球交替注入，氣液比為1：1。截至2013年4月，共累計注入氮氣101×104m3，2個井組對應(yīng)的15口油井平均日增油幅度為15%以上，試驗區(qū)綜合遞減由5.3%下降到目前的-5.1%，自然遞減由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%其中，已測的1口側(cè)向井地層壓力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（原始地層壓力為14.4MPa），即地層壓力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮氣/微球交替驅(qū)在長慶特低滲透油藏的應(yīng)用取得了顯著的效果。

3.3弱凝膠增注調(diào)剖工藝

安塞油田屬于砂巖巖性油藏，主力油層長6埋深1000—1500m，油層厚度9—3m，平均空氣滲透率1.29×10-3μm2，原始地層壓力8.3—10MPa，飽和壓力4.65—6.79MPa，壓力系數(shù)0.7—0.8，是一個低滲、低壓、低產(chǎn)的“三低”油藏。

由于安塞油田地層的特低滲透性，解立春等所設(shè)計的弱凝膠增注調(diào)剖工藝采用三段塞注入工藝。

第一段塞：增注調(diào)剖劑。該調(diào)剖劑為水溶性高價金屬鹽，含有的高價金屬離子（M3+）可在水中水解出H+和氫氧化物沉淀，反應(yīng)產(chǎn)物中的H+可酸化地層起增注作用，反應(yīng)產(chǎn)物中的沉淀可起調(diào)剖作用。

第二段塞：補充調(diào)剖劑。

第三段塞：強化調(diào)剖劑。強化調(diào)剖劑為水溶性硅酸鹽，增注調(diào)剖劑與地層碳酸鈣反應(yīng)產(chǎn)生的Ca2+，可與水溶性硅酸鹽反應(yīng)生成沉淀，起調(diào)剖作用。

第四段塞：過頂替液。避免注入井井眼3m內(nèi)留下強化調(diào)剖劑。

2005年7月采取弱凝膠增注調(diào)剖體系進行了現(xiàn)場施工，措施后有4口側(cè)向油井見效增油，兩口側(cè)向井降水，目前井組日增油7.50t，累計增油4323.7t，堵水調(diào)剖后平均單井日增油0.71t。

3.4聚硅納米降壓增注技術(shù)

樁西采油廠五號樁油田區(qū)域開發(fā)層系為沙三下第二套含油層系，油層埋藏深，3450-3630m，平均孔隙度16.6%，主要流動孔喉半徑0.1-2.5μm，滲透率6.4×10-3μm2，原始地層壓力49.09—58.41MPa，油層溫度132—175℃，地溫梯度5.53℃/100m，屬低飽和壓力異常高溫高壓特低滲透油藏。目前特低滲透油藏存在注水壓力不斷上升、注水困難。針對這一開發(fā)矛盾，樁西采油廠研究并實施了聚硅納米降壓增注工藝技術(shù)，使部分特低滲單元注水開發(fā)效果得到了一定程度改善，提高了采收率。

2011年8月在樁西74-11-8井實施聚硅納米增注施工，開始注水，初始油壓19MPa，日注10m3/d，逐步調(diào)整到60m3/d，一個月時調(diào)整日注100m3/d。

4提高合水油區(qū)開發(fā)效果的措施

根據(jù)生產(chǎn)實踐經(jīng)驗來看，目前主要有超前注水、重復(fù)壓裂和水平井開采3種方式可以改善合水油區(qū)的開發(fā)效果。

4.1超前注水提高地層能量

地層能量不足對低滲油藏開發(fā)的不利影響表現(xiàn)在：低滲油藏（尤其在特低滲和超低滲油藏）開發(fā)時，地層壓力降低到飽和壓力以下時，地層原油開始脫氣，原油脫氣就會使地層原油的黏度、密度增大，體積系數(shù)會減小，增大原油的滲流阻力。同時由于地層壓力的下降，油層孔隙度和滲透率都將會減小，導油的微裂縫也將閉合，使得部分脫出氣體難以通過很小的孔道而被滯留于地層中，形成“賈敏效應(yīng)”，減少了有效的油流通道，由于壓降減小的滲透率再進行地層注水增壓也只能恢復(fù)到原來的60%—80%，且由此造成的許多其他地層傷害是不可恢復(fù)的。

低滲油藏實施超前注水來提高地層壓力以克服壓力梯度高的困難。超前注水是指注水井在生產(chǎn)井投產(chǎn)前投注，經(jīng)過一定時間注水，使地層壓力在生產(chǎn)井投產(chǎn)前高于原始地層壓力，生產(chǎn)井投產(chǎn)時其泄油面積內(nèi)含油飽和度不低于原始含油飽和度，地層壓力高于原始地層壓力，并建立起有效驅(qū)替體系的一種注水方式。雖然低滲油藏實行超前注水并不能改變地層流體的啟動壓力，卻能有效增加地層壓力，加大生產(chǎn)壓差，提高驅(qū)動壓力，當?shù)貙又腥我庖稽c的壓力高于啟動壓力后，在油層中就可以建立起有效地驅(qū)替壓力系統(tǒng)，可以減少啟動壓力的影響，從而提高可動油的動用程度，提高原油的采收率。

實施超前注水對開發(fā)低滲透油田和油田持續(xù)發(fā)展具有重要意義。長慶油田實施超前注水和非超前注水效果差異，說明超前注水能夠提高低滲油藏的開采效益。

4.2通過壓裂措施改善地層物性，降低滲流阻力

改善地層物性，主要表現(xiàn)在構(gòu)建有利的油流通道上面，壓裂措施是低滲油田開發(fā)中用來構(gòu)建有利油流通道最常見也是最有效的方法。

合水油區(qū)的油井在投產(chǎn)前都會采取壓裂措施來構(gòu)建有利的油流通道。同時，壓裂措施也是該油區(qū)老井穩(wěn)產(chǎn)的主要手段。該油區(qū)2012年部分老井的壓裂效果對比，能看出在該區(qū)域壓裂措施的效果比較明顯和穩(wěn)定。

4.3水平井開采，降低開采過程對地層滲流能力的要求

目前，低滲油田主要還是采用常規(guī)的直井進行開采，直井的井底滲流模式是典型的徑向流，在該滲流模式下流體向井筒匯聚是需要一個附加的啟動壓力，并且這個啟動壓力跟地層滲透率成反比，也就是說滲透率越低，流體像井筒匯聚時所需要的附加啟動壓力就越大。這對于物性較好的油田來說無關(guān)緊要，但是對低滲油田的開發(fā)而言，這個附加的啟動壓力就成了地層原油能否想井筒匯聚的關(guān)鍵因素了，為了降低對這個附加壓力的要求，可以采用水平井開采的方式來進行開發(fā)。相對垂直井的壓降漏斗集中在井地附近的滲流特性，水平井泄油半徑到井筒的壓力變化幾乎成線性。也就是說，水平井在近井地帶的壓降要比直井附近的壓降小得多。這種線性變化可以從2個方面理解：從水平面上看，水平井的流動是近似平行的線性流，而直井的流動是徑向流。水平井單位長度上獲得的流量較小，液流幾乎平行流向井眼，這樣在穩(wěn)態(tài)條件下，滲流截面上流量變化不大，壓降主要受滲流距離影響，而直井從供油邊界到近井地帶，不同滲流截面上流量變化相對較大，因而壓降變化就更為明顯。

長慶油田合水油區(qū)某區(qū)塊現(xiàn)有油井共849口，其中直井835口，水平井14口，直井采用注水的方式開采，水平井目前還沒有對應(yīng)的注水井，靠自然能進行開采。即便如此，水平井的平均日產(chǎn)量也是直井的3—4倍。

結(jié)語

隨著外圍區(qū)塊勘探開發(fā)程度的進一步提高，低滲、特低滲油藏的開發(fā)動用必將成為助推我國石油工業(yè)可持續(xù)發(fā)展的必經(jīng)之路。針對不同的低滲、特低滲油藏，應(yīng)根據(jù)實際情況找到相應(yīng)的適應(yīng)性技術(shù)，以達到提高油井產(chǎn)量，降低油井含水率，調(diào)驅(qū)增產(chǎn)控水的目的，并最終提高油田的注采開發(fā)效果與最終采收率。

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