胡154區長4+5油藏堵水調驅效果分析

李邦國，李林，白航航，藺明陽

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡154區長4+5油藏堵水調驅效果分析

李邦國，李林，白航航，藺明陽

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田胡154油藏自2007年開發以來，嚴格貫徹公司“精細注水”的相關要求，突出水驅支撐的作用，通過完善注采關系，推廣精細分層注水、調驅調剖等技術，遞減明顯下降，穩產基礎牢靠，油藏連續5年實現“I”類開發水平。但隨著開發年限增加，見水井逐年增加，局部開發矛盾突出，近年來通過實施注水井深部調驅、聚合物微球驅，部分見水井含水下降，為見水井治理提供了一定的思路。本文簡要介紹了該區開發現狀及堵水調驅適應性，對近年來實施的堵水調驅及聚合物微球驅效果進行對比分析，根據效果提出下步實施建議。

胡154區長4+5油藏；深部調驅；聚合物微球驅

胡尖山油田胡154區塊位于陜西省定邊縣，地形復雜，溝谷縱橫，地面海拔1 480 m～1 760 m，氣候干旱少雨，屬典型黃土塬地貌。構造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶上，本區長4+5油藏為特低滲巖性油藏，油藏未見邊底水，原始驅動類型屬彈性溶解氣驅[1]。

1 油藏基本概況

1.1 地質概況

胡154區構造為一平緩的西傾單斜，平均坡降6 m/km～10 m/km。從北向南發育兩排鼻狀隆起，構造幅度微弱，且各層間繼承性好。2007年投入開發，開采層位長4+5層，井網形式：520 m×130 m菱形反九點井網為主，東北部為480 m×150 m菱形反九點，加密區為173×130 m不規則菱形反九點井網。含油面積：63.7 km2，地質儲量：5 806.91×104t，油藏埋深：2 140 m，油層厚度：11.3 m，視孔隙度：12.2%，視滲透率：2.1×10-3μm2，含油飽和度：50.0%。孔隙度主要分布范圍在3.0%～16.0%，平均值11.7%，滲透率主要分布范圍在0.31×10-3μm2～3.18×10-3μm2，平均值0.69×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲層。受沉積作用與成巖作用雙重控制，長4+5層滲透率在平面非均質性中等，剖面上隔夾層發育，層間、層內非均質強。

1.2 開發歷程及現狀

該區2007年投入開發，2008-2010年為建產期，產量快速上升；2011-2013年，通過完善注采關系、精細分層注水等工作，油藏高效開發，產量穩定在30.0×104t；2014-2015年，油藏整體開發良好，但出現個別油井見水、部分井組注采層位未及時完善、大量措施后油井含水上升等矛盾，油藏穩產基礎變差。

胡154長4+5油藏目前油井總井610口，開井568口，日產油水平758 t，單井產油1.33 t，綜合含水55.2%，平均動液面1 659 m；注水井總井229口，開井207口，日注水平6 580 m3，單井日注31.8 m3，月注采比3.09，累注采2.33。

2 注水開發中存在的問題

2.1 層間非均質性強，部分井吸水不均

由于層內非均質性，隔夾層發育，部分注入剖面表現出尖峰狀吸水、個別層段吸水或吸水不均等現象。對歷年吸水剖面測試資料研究發現，該區有46口注水井涉及61個注水層段存在不吸水或吸水不均的問題。如安164-27井下層不吸水[2]。

2.2 水驅規律復雜，油井多方向見水

該區水驅規律復雜，見水方向呈現出多方向性，因開發層位較多，見水方向及層位難以判斷，注水調控難度增大。區塊有66口油井見水，表現為多個見水方向，控水難度較大。通過注水調整，判斷出NE85°、NE50°兩種優勢見水方向，平均推進速度為19.2 m/d。

典型井組：安158-47井組2016年測試示蹤劑，從注入水水線推進速度情況來看，見示蹤劑井方向水線推進速度差異大，且多數監測井沒有見到示蹤劑顯示，井組區域儲層非均質性較強，投產6口加密井，見水3口，且見水呈多方向性。

2.3 分注井管理難度大

單層配注合格率低，分層注水量不清。通過投撈調配前測試資料顯示，單層超欠注現象嚴重，配注合格率低，僅31.4%。通過合理調配周期研究發現，調配后60 d內配注合格率明顯下降（由100%下降到21.1%），調配合格率低，周期短，遇阻率高，管理難度大。目前共有6口井因單層超出導致油井單層見水，層間矛盾突出。

3 深部調驅及微球驅效果分析

思路：通過堵水調驅及聚合物微球驅，封堵高滲帶，改善水驅效果，治理部分見水井及降低井組含水，延長中低含水期，提高最終采收率[3-5]。

堵水調驅：主要以示蹤劑監測及動態驗證明確見水方向的井組，實施堵水調驅，以治理見水井為主。

聚合物微球驅：油藏中部井組含水上升較快區開展連片試驗，主要以改善水驅效果，延長中低含水期為主（見圖1，圖2）。

圖1 胡154區塊堵水調驅試驗歷程

圖2 胡154區塊2014－2016年堵水調驅效果柱狀圖

3.1 常規深部調驅

胡154區裂縫發育不明顯，大多為孔隙型見水，通過示蹤劑及動態驗證均能較好判斷見水方向，堵水調驅適應性好，2016年實施注水井堵水調驅18口，對應油井97口，油井產能整體保持平穩，見效井平均單井產能由0.71 t上升到1.40 t。

對2016年實施堵水調驅18口，堵水后油井含水均可得到控制，但堵水后井組液量下降明顯：

效果一：堵水后注水井平均油壓上升1.6 MPa，套壓上升1.7 MPa；

效果二：堵水后油井平均含水由62.4%下降到58.7%；

效果三：累計增油5 086 t，累計降水13 745 m3（見表1）。

3.2 聚合物微球驅

2016年以來分兩批次胡154區共計實施微球驅23口，對應油井117口，油井產能整體保持平穩，含水有下降趨勢，見效51口，整體含水呈下降趨勢（見圖3）。

典型井：安170-29井組對應5口油井（去掉其他措施影響3口），7月29日開始連片聚合物微球驅（粒徑300 nm，注入量2 000 m3），對應油井均不同程度增油見效，日產液由14.4 m3上升到15.5 m3，日產油由6.5 t上升到7.5 t，綜合含水由46.0%下降到42.8%，見效井日增油2.3 t，當年累計增油324 t，控水穩油效果明顯。

表1 胡154區2016年堵水調驅效果統計表

圖3 胡154微球驅前后效果對比圖

4 結論與建議

（1）胡154區塊開發過程中的主要矛盾是非均質性較強，導致部分注水井層間吸水不均，影響區塊整體開發效果。

（2）對于多油層開發的油藏，通過細分注水層位，精細完善單砂體注采對應關系，實施注水井精細分層注水，加強分注井管理，是改善多油層開發效果的關鍵。

（3）該區油井多為孔隙性見水，見水后動態表現為低液量，高含水，通過不斷優化堵水體系，對見水關系明顯的注水井實施堵水后，可降低油井含水。

（4）在油藏中部，井組油井含水普遍上升，通過實施連片聚合物微球驅，可降低油井含水上升速度，延長油井低含水期，提高油藏最終采收率。

［1］王道富.鄂爾多斯盆地特低滲透油田開發［M］.北京：石油工業出版社，2007.

［2］朱圣舉.三疊系特低滲透注水開發油藏技術對策研究及應用［J］.低滲透油氣田，2007，14（3）：67－69.

［3］高永利，邵燕，張志國，等.特低滲透油藏水驅油特征實驗研究［J］.西安石油大學學報，2008，23（5）：53－56.

［4］路向偉，張翠萍，李超，等.胡154精細分層注水效果分析［J］.地下水，2013，（2）：33－35.

［5］楊鵬，鄧翔戈，高永亮.胡尖山油田低滲透油藏注水井深部調驅及油井堵水適應性研究［J］.中國石油和化工標準語質量，2012，（13）：142－143.

TE357.46

A

1673-5285（2017）06-0064-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.013

2017-05-31

李邦國，男，助理工程師，2012年畢業于中國石油大學（華東）資源勘查工程專業，現在長慶油田第六采油廠從事油田開發工作。