姬塬油田長4＋5油藏改善水驅(qū)開發(fā)效果評價研究

李亞玲 （中石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安710018）

常永平 （中石油長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 環(huán)縣745700）

高顏博 （中石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安710018）

1 油藏開發(fā)特點

姬塬油田長4＋5油藏于2006年投入開發(fā)，主要采用正方形反九點井網(wǎng)開發(fā)，油井開井640口，日產(chǎn)液1799t，日產(chǎn)油966t，綜合含水率46.3%；水井開井203口，單井日注水平23m3，累計注采比2.11。該油藏開發(fā)具有如下特點：

1）姬塬油田長4＋5油藏，區(qū)域之間的儲層非均質(zhì)性具有很大的差異，砂體變化快。其中3個井區(qū)儲層非均質(zhì)性從小到大依次為耿117井區(qū)、耿63井區(qū)、耿116井區(qū)，開發(fā)效果差異較大。

2）3個井區(qū)都不存在無水采油期，油井投產(chǎn)初期均含水。由圖1長4＋5油藏初期含水率與單井產(chǎn)能散點關(guān)系曲線看出，3個井區(qū)油井初期綜合含水率 （排液2個月以后）大于2%，其中主要以綜合含水率小于20%的低含水井為主 。

3）中低含水期是可采儲量主要開采期 （見圖2）。低滲透油田中，大都屬于Ⅲ類S型至Ⅴ類凹型曲線，其特點是油井見水較晚，含水率初期上升慢，后期上升較快。姬塬油田長4＋5油藏含水率與可采儲量采出程度曲線擬合，它們的擬合結(jié)果分別為S型、過渡型、凹型曲線。

圖1 長4＋5油藏初期含水率與初期單井產(chǎn)能關(guān)系曲線

圖2 長4＋5油藏含水率與地質(zhì)儲量采出程度關(guān)系曲線

4）注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高，即“兩高一低”（圖3）。油藏進(jìn)入中含水階段，含水率高，單井產(chǎn)能低，局部微裂縫發(fā)育，單井投產(chǎn)見水快，見水呈多向性，控水難度大，長4＋5油藏開發(fā)近10年因見水，日損失產(chǎn)量達(dá)185t。

圖3 長4＋5油藏單井注水曲線

5）隨著開發(fā)時間的延長，長4＋5油藏堵塞井逐年增加，但隨著措施頻次的增加，措施效果變差，嚴(yán)重影響長4＋5油藏長期穩(wěn)產(chǎn)。

2 改善水驅(qū)效果方法研究

2.1 精細(xì)地層對比

地層劃分與對比按照“以沉積模式為指導(dǎo)、以標(biāo)志層為基準(zhǔn)、以厚度旋回為參考、以分級控制為步驟、動靜結(jié)合反復(fù)對比驗證”的原則進(jìn)行。將長4＋5油層組分為4個油層，12個小層。提出注水井補(bǔ)孔分注28口，油井超前注水潛力層補(bǔ)孔41口，老井轉(zhuǎn)注7口，新鉆投注水井3口，不斷完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)開發(fā)效果。通過2014年實施，井組水驅(qū)儲量程度上升10.4%，36口油井水驅(qū)動用程度提高13.2%，52口油井井網(wǎng)得到完善，當(dāng)年累計增油9989t。

圖4 長4＋5油藏注水強(qiáng)度與含水率上升關(guān)系圖

2.2 研究合理注水政策

1）油藏注水強(qiáng)度確定 合理的注水強(qiáng)度應(yīng)根據(jù)油層物性、微裂縫的發(fā)育程度而確定。現(xiàn)場采集的注水強(qiáng)度與含水率上升關(guān)系數(shù)據(jù)如圖4所示，當(dāng)注水井注水強(qiáng)度大于2.3m3／（d·m）時，含水率上升速度快。

2）細(xì)化注水單元 堅持邊實施邊調(diào)整的政策，結(jié)合各區(qū)塊儲層物性、壓力、含水現(xiàn)狀，細(xì)劃注水單元25個。對25個注水單元精細(xì)注水調(diào)整，油井見效程度進(jìn)一步增加。

2.3 堵塞機(jī)理及優(yōu)化措施工藝

1）堵塞機(jī)理 姬塬油田長4＋5油藏地層堵塞有3個方面：一是地層水礦化度高，特別是高含水井隨著壓力溫度的變化，易生成大量無機(jī)垢 （BaSO4和CaCO3）；二是儲層滲透率低，初期裂縫閉合，流體攜帶雜質(zhì)微粒運移時沉積在小孔喉處造成堵塞；三是注水推進(jìn)后，相滲發(fā)生改變導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降。考慮長4＋5油藏結(jié)垢嚴(yán)重以及儲層弱酸敏的特性，在措施工藝優(yōu)選中重點要考慮酸處理環(huán)節(jié)。

2）優(yōu)化措施工藝 根據(jù)低產(chǎn)原因的不同，通過理論研究及現(xiàn)場實踐，長4＋5油藏主體解堵技術(shù)主要有暫堵壓裂、前置酸壓裂和酸化。

關(guān)井時間、前置酸用量優(yōu)化。由圖5可知，隨著關(guān)井時間的增加，酸作用的距離就越小，當(dāng)關(guān)井時間為120min左右時，酸作用距離基本不變，因此將關(guān)井時間調(diào)整到120min。由圖6可知，前置酸用量越大，酸作用距離越大，但是考慮到經(jīng)濟(jì)性，前置酸用量確定為25～30m3／層。

圖5 不同關(guān)井時間條件下裂縫長度

圖6 不同前置酸用量條件下裂縫長度

加砂強(qiáng)度優(yōu)化。加砂強(qiáng)度反映壓裂過程中砂體支撐裂縫的情況和裂縫的導(dǎo)流情況，加砂強(qiáng)度低，砂體支撐裂縫的能力低，長期生產(chǎn)過程中導(dǎo)流能力容易喪失，影響油井產(chǎn)量。加砂強(qiáng)度過大，裂縫延伸長，容易與注水井溝通，油井改造后易造成水淹，增油效果差。通過近3年長4＋5油藏180口油井壓裂中加砂強(qiáng)度與增油量散點關(guān)系圖 （圖7）可以看出，長4＋5油藏加砂強(qiáng)度大于3.0m3／m、小于1.6m3／m 時，大多數(shù)井年增油量小于150t，而加砂強(qiáng)度在為1.6～3.0m3／m時，多數(shù)井年增油量大于150t。然而每口井加砂強(qiáng)度在為1.6～3.0m3／m范圍內(nèi)如何確定，要結(jié)合該井的物性、厚度等確定。同時由于該油藏存在微裂縫，局部有裂縫，井網(wǎng)為正方形反九點，因此實施壓裂改造措施時主側(cè)向井加砂強(qiáng)度要有所不同，主向井強(qiáng)度大易導(dǎo)致措施后水淹，側(cè)向井強(qiáng)度過小裂縫延伸短，達(dá)不到增產(chǎn)目的。根據(jù)室內(nèi)模擬研究，該地區(qū)長4＋5油藏主向井合理裂縫穿透比為0.6～0.7 （支撐裂縫半長130～150m），側(cè)向井為0.7～0.8 （支撐裂縫半長150～170m），由此計算主向井加砂強(qiáng)度為1.6～2.4m3／m（圖8），側(cè)向井加砂強(qiáng)度為1.9～2.8m3／m （圖9），結(jié)合現(xiàn)場試驗得出側(cè)向井加砂強(qiáng)度最大不能超過3.0m3／m。

圖7 長4＋5油藏措施井加砂強(qiáng)度與措施年增油量

圖8 長4＋5油藏主向井模擬結(jié)果

圖9 長4＋5油藏側(cè)向井模擬結(jié)果

措施方式優(yōu)化。從近3年前置酸壓裂、酸化、暫堵壓裂的實施結(jié)果 （圖10～12）可以看出，2014年經(jīng)過參數(shù)優(yōu)化，前置酸壓裂和酸化措施有效率及當(dāng)年措施有效時間都有所提高，實施效果前置酸壓裂＞酸化＞暫堵壓裂。

圖10 長4＋5油藏前置酸壓裂效果柱狀圖

圖11 長4＋5油藏酸化效果柱狀圖

圖12 長4＋5油藏暫堵壓裂效果柱狀圖

3 改善后水驅(qū)效果

與2013年相比，姬塬油田長4＋5油藏水驅(qū)效果得到一定改善。一是含水上升率下降0.6%；二是存水率穩(wěn)定在0.9；三是水驅(qū)狀況穩(wěn)定變好，水驅(qū)控制程度提高0.6%，水驅(qū)動用程度提高1.2%；四是地層壓力緩慢恢復(fù)并趨于穩(wěn)定，壓力保持水平穩(wěn)定在103%左右，動態(tài)可采儲量增加19×104t。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）姬塬油田長4＋5油藏水驅(qū)開發(fā)效果整體較好，2013年開始有變差的趨勢，但是在2014年針對變差主導(dǎo)因素進(jìn)行研究及治理，水驅(qū)效果得到改善。

2）姬塬油田提高水驅(qū)開發(fā)效果的主要方法：一是對井網(wǎng) （層系）的完善，需要根據(jù)油藏開發(fā)過程出現(xiàn)的矛盾，不斷地重新認(rèn)識、細(xì)化單井小層，才能提出針對性較強(qiáng)的措施；二是油藏開發(fā)過程中，必須做到動靜態(tài)資料的及時結(jié)合，細(xì)化注水單元，對不同的單元、不同的開發(fā)矛盾，提出不同的注采調(diào)整政策。

3）姬塬油田長4＋5油藏低產(chǎn)井措施挖潛，需要針對不同堵塞機(jī)理，采取不同措施方式及工藝參數(shù)。從總體實施效果來看前期加酸處理效果較好，前置酸壓裂＞酸化＞暫堵壓裂。

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