G104長63油藏堵水調剖適應性評價

姬程偉，賀彤彤，蔣鈞，別勇杰，梁濤，趙遷

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川　750006）

G104長63油藏堵水調剖適應性評價

姬程偉，賀彤彤，蔣鈞，別勇杰，梁濤，趙遷

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川750006）

G104長63油藏沉積環境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開發層系長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，平均有效厚度：12.8 m，平均孔隙度：9.8％，平均滲透率：0.49 mD，原始地層壓力15.5 MPa，飽和壓力5.83 MPa，屬于典型的低滲低壓油藏。G104區2011年規模建產長63油藏。油藏局部高滲、微裂縫發育，見水井逐年增加，綜合含水快速上升，平面、剖面矛盾突出。通過2012年和2013年的試驗，實施注水井調剖堵水可以很好的緩解含水上升較快的問題，改善水驅狀況和油藏開發環境確保油藏良性開發。針對該區塊裂縫發育特點，2014年G104區堵水調剖以“降含水、降遞減”為目標，堅持“早期治理、防治結合”的整體思路，由單井點調剖向區域整體堵水改變，由水井調剖向油水井調堵結合轉變，實施區塊整體治理，有效的改善了該區塊的開發狀況，主向水淹井復產增油、側向井注水見效區塊狀況明顯改善。

長63油藏；超低滲透；現狀；堵水調剖

吳起油田G104區主力發層系為三疊系長6層，沉積環境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開發層系長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，平均有效厚度：12.8 m，平均孔隙度：9.8％，平均滲透率：0.49 mD，原始地層壓力15.5 MPa，飽和壓力5.83 MPa，屬于典型的超低滲低壓油藏。

該區至2011年全面開發至今已有3年時間，受儲層微裂縫發育及層間裂縫貫穿影響，該區水淹井逐年增多，綜合含水持續上升，目前已達45.1％，平面水驅矛盾突出。通過對注水井實施調剖堵水［1，2］，改善平面水驅狀況，恢復主向水淹井產能，促使側向油井受效，勢在必行。

1　開發中的主要問題

吳起油田G104區塊屬于典型的超低滲透油藏，主要采取“注水井超前注水+油井壓裂投產”的開發模式，并采用菱形反九點井網進行建產［3，4］。該區儲層微裂縫發育，受微裂縫影響，注入水或地層水易沿微裂縫快速推進，加快對應油井含水上升速度或直接水淹。對應油井水淹后，注入水波及方向變強，側向井油井注水見效較差，產量損失嚴重。

通過示蹤劑動態監測和注采動態驗證發現，G104區塊裂縫方向十分復雜，呈多方向型［5，6］。整個區塊發育數近北東50°方向的裂縫帶，此外在G104單元亦發育有近北西50°方向的裂縫和貫穿長61的高角度垂向裂縫，使得長61注入水向下濾與長63注入水雙重作用，導致G104區產能損失。隨著注水時間的推移，這數條裂縫帶沿裂縫主向呈現繼續延伸趨勢。

隨著裂縫線的不斷延伸，水淹造成產能損失日益嚴重，僅近北東50°方向的裂縫造成的產能損失已經達到9.6 t/d，水淹井23口，因此加強水淹井的治理顯得非常重要。

2　目前調剖體系及治理思路

G104區長6油藏局部微裂縫，隔夾層發育，儲層非均質性較強，平面水驅不均，注采關系不明確，經過2012年的單井點狀和2013年的裂縫帶化堵試驗，取得初步的效果，工藝技術逐步成熟，形成了適應于G104油藏的孔隙裂縫型見水特征的調剖工藝技術體系-酚醛樹脂體系（見圖1）。

隨著工藝體系的不斷優化，G104調剖區的治理思路也日益成熟，2014年G104區堵水調剖以“降含水、降遞減”為目標，堅持“早期治理、防治結合”的整體思路，由單井點調剖向區域整體堵水改變，由水井調剖向油水井調堵結合轉變，實施區塊整體治理。目前累計增油892 t，累計降水922 m3，措施效果顯著。

3　G104長6油藏堵水調剖效果評價

G104區2012年至今累計實施堵水調剖17井次，對應65口油井，見效井24口，累計增油6 471 t，累計降水12 346 m3。24口井目前繼續有效，其中G60-97井2012年實施有效期達18個月。2014年計劃實施12井次，目前完井12口，正在實施2口，12月計劃新增2井次，累計增油6 548 t，累計降水12 423 m3，措施效果顯著（見表1）。

3.1調剖后注水壓力上升

2014年在G104、G105單元實施“整體連片堵水”，計劃實施化學調剖12口，截止目前完成12口，正在實施2口，計劃新增2口。除1口措施井（G48-101）注不進外，其余11口井平均注水壓力由11.8 MPa上升到13.5 MPa，注水壓力提升1.7 MPa。

措施后注水井吸水指示曲線明顯上移，注水啟動壓力上升，壓力降落曲線明顯變緩，說明堵水調剖后地層中的微裂縫和大孔道得到一定封堵，注入水在裂縫或大孔道中的流動性變差，吸水得到一定的改善（見圖2，圖3）。

圖1　G104堵水調剖工藝技術體系

表1　G104長6油藏近幾年堵水調剖效果統計表

圖2　G50-105調剖前后吸水指示曲線　

圖3　G50-105調剖前后壓降對比曲線

3.2堵水調剖效果顯著，開發指標變好

對比2013年12月油藏整體開發形式好轉，自然遞減由27％下降到6.7％，綜合遞減由27％下降到5.4％，含水上升率為-1.9％，油藏開發水平由2013年的Ⅱ類上升到Ⅰ類。采油井對應65口油井見效24口，24口井綜合含水由53.6％下降到45.5％，6口水淹井恢復產能5.1 t，單井產能由1.18 t上升到1.25 t，累計增油892 t，累計降水922 m3。

3.2.1調剖區兩項遞減降低G104區2014年6月開展整體堵水調剖后，調剖區開發形式好轉，兩項遞減明顯降低，調剖區自然遞減由9.8％下降到8.0％，較調剖前，調剖區標定綜合遞減由2.2％下降到0.9％，標定自然遞減由2.5％下降到2.2％，整體調剖效果顯著。

3.2.2調剖井組井網主側向遞減減緩2014年在G104、G105單元實施“整體連片堵水”，見效油井19口，其中井網主向井9口，井網側向井10口。對比調剖前井網側向井標定遞減穩中有降，月度遞減由3.2％下降到2.9％，井網主向井遞減下降較為明顯，月度遞減由2.0％下降到1.4％。經生產動態驗證表明整體調剖有效封堵了井網主向高滲通道，有效減緩了油藏遞減（見圖4，圖5）。

3.3調剖區綜合含水降低

G104區長6油藏受儲層物性及非均質性影響，投產后含水上升速度較快，甚至投產即水淹，2012年出單井試驗堵水調剖，效果可觀。2014年實施整體堵水調剖，調剖區含水上升速度得到了有效抑制，較2013年12月調剖區綜合含水由61.8％下降到57.4％，調剖區綜合含水下降明顯。根據G104調剖區采出程度與含水關系曲線得出，油藏整體開發形式趨于好轉。

3.4平面水驅改善，剖面好轉

對比2013年12月，G104北部水驅動用程度由65.3％上升到65.7％，均勻吸水比例由41.8％上升到42.7％，水驅符合甲型特征曲線，油藏整體平面水驅形式趨于穩定。4口可對比井平均單井吸水厚度由9.2 m上升到10.5 m，水驅動用程度由63.2％上升到71.9％，剖面水驅好轉，有效提高水驅效率（見圖6）。

圖4　調剖井組井網側向井標定遞減變化圖

圖5　調剖井組井網主向井標定遞減變化圖

圖6　G104長6油藏水驅特征曲線

3.5裂縫主向含水下降與側向液量下降矛盾

整體調剖后，裂縫主向井含水下降增油效果顯著，對比措施前增加產能3.75 t，與裂縫側向井液量下降對比措施前損失產能2.74 t，矛盾突出（見圖7）。

3.6典型井組分析

3.6.1裂縫帶發育化堵區G104單元發育多條近北東50°方向裂縫，裂縫主向井水淹嚴重，側向油井長期不見效，化堵后，水淹井含水下降，側向井也見效。井組特征表現為：

（1）主向井水淹程度大，裂縫形成后逐漸擴大，且相互溝通，見水呈多方向性，封堵難度大；（2）化堵后水淹井液量下降，含水下降明顯；（3）化堵后水驅方向改變，區域水驅好轉，注水一段時間側向井見效，適宜裂縫帶整體調剖。

典型井組：G50-105：

該井于2014年5月實施化學堵水，調剖后注水壓力由10.5 MPa上升到13.2 MPa，井組綜合含水由68％下降到40％，兩口水淹井恢復產能，井組累計增油315 t，有效減緩了井組遞減（由7.5％下降到-4.3％）。3.6.2單點裂縫型化堵區注入水沿裂縫帶水竄明顯，主向井含水上升快，壓力上升明顯，此類水井如封堵及時，對應見水井受效程度高。井組特征表現為：

（1）見效較快，封堵后立即見效；（2）見水井含水大幅下降，井組增油顯著；（3）見效期比較長；（4）易出現堵塞井，不宜連續堵水。

圖7　裂縫主側向井生產曲線

典型井組：G60-97：

該井于2012年進行化學堵水，對應長關井油井G62-96動態反映明顯，復產后日增油0.9 t，累計增油98 t，后期由于堵劑性能降低，含水上升，有效期18個月。2014年6月二次化學堵水后，含水略有下降，措施效果一般（見圖8）。

3.6.3多方向見水區井組內油井見水后，動態調整反映不明顯，油井持續高含水，見水方向復雜，油藏平面矛盾突出。井組調剖特征表現為：

（1）部分井見效較快，封堵后立即見效；（2）裂縫水淹井液量下降，含水降低，恢復產能；（3）井組調剖受效程度高，整體見效緩慢。

典型井組：G52-103：

G52-103井2010年8月投注，對應油井G51-103 和G52-102投產即水淹，2013年12月堵水后效果不佳。2014年7月對該井重復化堵調剖，措施后，注水壓力由12 MPa上升到15 MPa，井組含水穩定，累計增油163 t，累計降水142 m3，重復堵水措施效果較好。調剖后井組內裂縫主向水淹井G51-103，含水下降產能恢復，前期見注入水井G53-103含水下降，有效實現了“裂縫線整體堵水，抑制主向井水淹”的堵水效果（見表2）。

圖8　G62-96井生產曲線

表2　G52-103井組調剖效果統計表

4　結論與認識

通過近幾年的化學堵水調剖技術在G104區的應用與驗證，進而提高了水驅效果，取得了顯著的效果，為今后能夠更有效的減緩油藏遞減，積累了豐富的經驗。現將提出以下幾點認識與建議：

（1）目前使用的酚醛樹脂調剖體系，在G104實施效果顯著，有效封堵了見水裂縫通道，恢復水淹井產能，主側向油井均不同程度受效，有效減緩了油藏遞減。

（2）堵水調剖能夠有效改善平面水驅，但不能改善剖面水驅。

（3）在現有技術手段前提下應當優化堵水調剖方向，減緩主向受效含水下降增加產能與側向井液量下降產能損失之間的矛盾。

（4）由于堵劑后期影響，調剖井組易出現地層堵塞井，需采取相應措施，恢復產能，力爭避免二次水淹。

（5）精細注水井化學堵水選井依據，使需要治理的注水井得到實施。

（6）改善油藏水驅，不能單獨依賴化學堵水，應當結合分注、暫堵酸化以及精細平面注采調整等相關措施，效果可能會事半功倍。

（7）后期在G104單元可根據裂縫帶調剖井組生產動態，對對應注水井實施重復化學堵水，鞏固堵水調剖“穩油控水降遞減”成果。

［1］劉一江，等.化學調剖堵水技術［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［2］柳繼仁.選擇性化學堵水工藝優化研究［D］.黑龍江：大慶石油學院，2007.

［3］李道品，等.低滲透油田概念及我國儲量分布狀況［J］.低滲透油氣田，1996，（1）：1-8.

［4］韓耀萍.國外低滲透油層改造技術［J］.斷塊油氣田，1994，（2）：54-60.

［5］李道品，等.低滲透油田高效開發決策論［M］.北京：石油工業出版社，2003.

［6］李慶昌，等.裂縫性低滲透率儲層的開發地質研究問題［J］.石油勘探與開發，1988，（5）：1-8.

TE358.3

A

1673-5285（2016）08-0063-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.08.015

2016-08-02

姬程偉，男（1990-），漢族，陜西省榆林市榆陽區人，團員，采油助理工程師，2013年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程（能源）專業，現主要從事油田開發地質等技術研究和管理工作，郵箱：327549233@qq.com。