超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實(shí)踐

王文剛，賀彤彤，張昭君，胡方芳，路存存，楊偉華

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實(shí)踐

王文剛，賀彤彤，張昭君，胡方芳，路存存，楊偉華

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

本文針對(duì)三疊系油藏隨著開發(fā)時(shí)間的推進(jìn)，水驅(qū)不均特征明顯，含水上升速度加快，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度加大。通過對(duì)三疊系油藏的沉積、儲(chǔ)層、滲流等地質(zhì)特征的分析，以及油藏開發(fā)特征和影響穩(wěn)產(chǎn)的主要因素分析，開展了“精細(xì)油藏描述、精細(xì)注采調(diào)控、低產(chǎn)井治理、提高采收率技術(shù)”等一系列穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的研究與實(shí)踐，取得了較好的效果，為油藏的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。

超低滲透油藏；穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)；精細(xì)油藏描述；注采調(diào)控；提高采收率

1 油藏特征

1.1 儲(chǔ)層顆粒細(xì)小，膠結(jié)物含量高，孔喉細(xì)微

以三角洲前緣、淺湖沉積為主，水下分流河道沉積微相，水動(dòng)力弱，砂巖顆粒細(xì)，以細(xì)砂巖為主，細(xì)砂組分平均比特低滲透儲(chǔ)層高13%左右，粒度中值只有特低滲透儲(chǔ)層的84%左右。

1.2 膠結(jié)物含量高

超低滲透儲(chǔ)層膠結(jié)物含量比特低滲透儲(chǔ)層高出2%，以酸敏礦物為主，宜于注水開發(fā)。

1.3 面孔率低，孔喉細(xì)微

超低滲透儲(chǔ)層面孔率僅為特低滲透儲(chǔ)層的57%，中值壓力是特低滲透儲(chǔ)層的3倍。恒速壓汞研究成果顯示，超低滲透儲(chǔ)層與特低滲透儲(chǔ)層相比，孔隙差別不大，但喉道半徑分布差異較大，超低滲透儲(chǔ)層以微細(xì)喉道為主，喉道半徑小于1.0 μm。

2 開發(fā)中存在的問題

2.1 油藏局部天然裂縫發(fā)育，初期見水快

超低滲透儲(chǔ)層天然微裂縫發(fā)育，一方面改善了儲(chǔ)層的吸水性能，有利于注水開發(fā)，另一方面也導(dǎo)致注入水容易沿裂縫水竄，加劇平面及注采剖面的矛盾，增加了注水開發(fā)的難度，本廠超低滲主力油藏初期投產(chǎn)即裂縫見水177口，占總井?dāng)?shù)的7.9%。

2.2 動(dòng)裂縫開啟，影響油藏后期注水開發(fā)效果

水井不壓裂，超低滲透孔喉細(xì)小，巖心滲透率小于1.0 mD，基質(zhì)滲流速度慢，在目前井網(wǎng)形式、注水模式及儲(chǔ)層物性下，為了滿足注水量，必然要不斷提高注水壓力，隨著注水時(shí)間延長(zhǎng)，注入壓力上升，易導(dǎo)致裂縫開啟。同時(shí)，隨著裂縫的開啟、延伸和溝通，注入水沿裂縫竄進(jìn)，降低油層縱向上的動(dòng)用程度及平面上的水驅(qū)波及系數(shù)，嚴(yán)重影響油藏后期開發(fā)效果。

2.3 壓力平面分布不均，油藏局部連片低壓低產(chǎn)

通過開發(fā)初期的超前注水、早期的強(qiáng)化注水以及后期的精細(xì)注采調(diào)整，油藏整體有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立，受平面非均質(zhì)性及儲(chǔ)層物性差影響，地層壓力平面分布不均，W4南部、G8西部、G2羅52單元等油藏部位注水見效程度較低，這部分單元占總儲(chǔ)量的34.4%，產(chǎn)量比例僅為13.3%，油井連片低壓低產(chǎn)。

2.4 局部井網(wǎng)控制儲(chǔ)量失控，剩余油富集

超低滲透油藏，平面上裂縫發(fā)育方向油層水洗嚴(yán)重，剩余油非富集在裂縫側(cè)向，形成死油區(qū)。剖面上受窄細(xì)優(yōu)勢(shì)滲流帶影響，油井見水后，剩余儲(chǔ)量難以動(dòng)用。

3 穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及實(shí)踐

3.1 精細(xì)油藏描述技術(shù)

精細(xì)油藏描述技術(shù)是油田降低遞減、穩(wěn)定高效開發(fā)的基礎(chǔ)核心技術(shù)。通過精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬跟蹤，科學(xué)指導(dǎo)油田開發(fā)調(diào)整，是實(shí)現(xiàn)油田高效開發(fā)的基礎(chǔ)[1-4]。

3.1.1 精細(xì)注采單元?jiǎng)澐旨夹g(shù) 根據(jù)儲(chǔ)層參數(shù)、滲流參數(shù)、水井驅(qū)動(dòng)模式等對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)與劃分，提高對(duì)油田開發(fā)指導(dǎo)性和針對(duì)性。目前將注采開發(fā)單元總數(shù)由39個(gè)增加到52個(gè)，進(jìn)一步增強(qiáng)了油藏動(dòng)態(tài)管理的科學(xué)性及調(diào)整的適應(yīng)性。

3.1.2 細(xì)化分層開發(fā)調(diào)整技術(shù) 通過縱向上細(xì)分小層，橫向上細(xì)分開發(fā)單元，建立分層分區(qū)域開發(fā)數(shù)據(jù)，儲(chǔ)量復(fù)算，細(xì)化分小層、分區(qū)域開發(fā)技術(shù)政策。實(shí)例：針對(duì)G8西部合采區(qū)層間矛盾突出，2013-2016年在L52-10等6個(gè)井組開展簡(jiǎn)化層系試驗(yàn)，治理后整體產(chǎn)能穩(wěn)定，井組平均單井日產(chǎn)油由0.65 t上升到0.69 t，主力層長(zhǎng)6地層能量逐步恢復(fù)，L53-10定點(diǎn)測(cè)壓井地層壓力由9.7MPa上升到18.3MPa。

3.1.3 系統(tǒng)精細(xì)油藏描述技術(shù) 通過系統(tǒng)化精細(xì)油藏描述，利用研究成果宏觀把握油藏開發(fā)、優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策、量化剩余油分布，目前已形成屬性模型14個(gè)，優(yōu)化不同開發(fā)單元開發(fā)技術(shù)政策60套。

3.1.4 數(shù)值模擬跟蹤預(yù)測(cè)技術(shù) 利用數(shù)值模擬跟蹤技術(shù)進(jìn)行常態(tài)化跟蹤，對(duì)含水、壓力等擬合預(yù)測(cè)，利用其結(jié)果不斷優(yōu)化開發(fā)技術(shù)政策，持續(xù)開展數(shù)值模擬跟蹤預(yù)測(cè)。

3.2 精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)

依托精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬，以水動(dòng)力受效單元為核心，以精細(xì)油藏注水為中心，通過平面上提高水驅(qū)波及、剖面上提高水驅(qū)動(dòng)用，降低油田自然遞減。其中，提高平面水驅(qū)波及技術(shù)主要包括注水優(yōu)化技術(shù)、均衡平面采液技術(shù)、井網(wǎng)完善技術(shù)，提高剖面水驅(qū)動(dòng)用技術(shù)主要包括剖面調(diào)整技術(shù)、分層注水技術(shù)、堵水調(diào)剖技術(shù)。

3.2.1 注水優(yōu)化技術(shù) 針對(duì)有效驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢、能量保持水平低、見效程度低，通過執(zhí)行“建立驅(qū)替系統(tǒng)→保持溫和注水→精細(xì)注采平衡”的注水模式，并嚴(yán)格遵循注水開發(fā)是動(dòng)態(tài)變化的規(guī)律，要隨時(shí)根據(jù)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料和油水井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，實(shí)施以強(qiáng)化注水、溫和注水、不穩(wěn)定注水為主的精細(xì)注水調(diào)整。2014-2016年，累計(jì)實(shí)施各類注水調(diào)整711井次，對(duì)應(yīng)油井2473口，見效720口，單井增油0.19 t，當(dāng)年降低油藏自然遞減0.7%～0.9%，累計(jì)增油23744 t（見圖1）。

圖1 W4區(qū)不穩(wěn)定注水區(qū)域油井生產(chǎn)曲線

3.2.2 均衡平面采液技術(shù) 受平面非均質(zhì)性影響，注水單向突進(jìn)，造成平面產(chǎn)出不均衡，高產(chǎn)井存在見水威脅問題，按照“主向控液、側(cè)向提液”，在同一井組內(nèi)對(duì)高產(chǎn)井進(jìn)行控液，對(duì)低產(chǎn)井采取加深泵掛、調(diào)參等方式提液，均勻水驅(qū)方向。實(shí)例：在G2高產(chǎn)區(qū)3個(gè)高滲井組，實(shí)施提液5口，控液4口，主向井月含水上升速度由1.20%下降到0.17%，側(cè)向油井遞減減緩、液面穩(wěn)定，3個(gè)月后注水開始見效。

3.2.3 井網(wǎng)完善技術(shù) 針對(duì)部分油藏或局部注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)儲(chǔ)量控制能力下降，對(duì)有采無注的井組實(shí)施油井轉(zhuǎn)注，完善注采井網(wǎng)。2013-2016年共計(jì)轉(zhuǎn)注21口，對(duì)應(yīng)油井120口，見效49口，累計(jì)增油1834 t（見表1）。

3.2.4 剖面調(diào)整技術(shù) 針對(duì)剖面上射孔程度低、剖面吸水狀況差、吸水比例低，采取補(bǔ)孔調(diào)剖、暫堵酸化調(diào)剖、酸化調(diào)剖治理，改善水井吸水剖面，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，2016年共治理措施12口；3口可對(duì)比井吸水厚度由8.6 m上升到12.5 m，見效油井13口，日增油2.7 t，累計(jì)增油 819 t，累計(jì)降水 1245 m3。

3.2.5 分層注水技術(shù) 針對(duì)多層開發(fā)油藏受非均質(zhì)性影響，造成剖面吸水不均。根據(jù)隔夾層情況實(shí)施分注，形成了精細(xì)分層注水標(biāo)準(zhǔn)。例如，58口可對(duì)比井，分注后有45口井吸水厚度由14.1 m上升到17.0 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由61.0%上升到73.9%（見圖2）。

同時(shí)，圍繞提高分注效果，加強(qiáng)調(diào)配周期優(yōu)化、工藝優(yōu)化、井筒治理、效果評(píng)價(jià)四項(xiàng)工作，例如，對(duì)G8區(qū)通過開展調(diào)配周期研究，通過對(duì)10口實(shí)驗(yàn)井長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6層分層注水量保持誤差范圍內(nèi)（10.0%）的平均時(shí)間間隔分別為44.4 d和63.7 d，平均合理調(diào)配周期為54.1 d，2014-2016年按照調(diào)配周期及時(shí)對(duì)小層配注量進(jìn)行調(diào)整，長(zhǎng)4+5層壓力由12.37MPa上升到14.4MPa、長(zhǎng)6層壓力由11.6MPa上升到13.8MPa，注采壓差由1.1MPa下降到0.6MPa，實(shí)現(xiàn)了在不增加層間壓差的前提下，逐步恢復(fù)各小層地層壓力的開發(fā)效果。

表1 三疊系油藏歷年轉(zhuǎn)注效果統(tǒng)計(jì)表

圖2 G8合采區(qū)長(zhǎng)4+5（左）、長(zhǎng)6層（右）調(diào)配時(shí)間間隔與誤差散點(diǎn)圖

3.2.6 堵水調(diào)剖技術(shù) 在油藏注水開發(fā)中，由于裂縫和局部高滲帶的存在，造成注水井對(duì)應(yīng)油井過早水淹，裂縫側(cè)向剩余油富集，側(cè)向油井注水難以見效。注水井深部調(diào)剖是向地層注入一定量的調(diào)剖劑，由于滲流原理，調(diào)剖劑首先進(jìn)入高滲裂縫，經(jīng)過一定的化學(xué)過程，能在地層中形成具有一定強(qiáng)度，能經(jīng)受時(shí)間和水流沖刷的凝膠物質(zhì)，遏制注入水沿裂縫的指進(jìn)，使注入水向滲透能力低的區(qū)域推進(jìn)，擴(kuò)大波及體積，提高水驅(qū)效率。例如：在G2、W4實(shí)施區(qū)域整體調(diào)剖，實(shí)施后G2區(qū)調(diào)剖區(qū)域標(biāo)定自然遞減由6.0%下降到4.7%，W4區(qū)調(diào)剖區(qū)域標(biāo)定自然遞減由6.6%下降到4.8%，兩個(gè)調(diào)剖區(qū)域從含水變化與采出程度關(guān)系曲線，可以看出均向高采出程度方向發(fā)展，有效改善了區(qū)塊開發(fā)效果。

2014-2016年，全廠超低滲透油藏共實(shí)施186井次，對(duì)應(yīng)油井896口，見效554口，單井增油0.14 t，當(dāng)年降低油藏自然遞減0.6%～0.8%，累計(jì)增油19170 t，累計(jì)降水33765 m3，有效改善了油藏水驅(qū)狀況（見圖3）。

3.3 低產(chǎn)井措施增產(chǎn)技術(shù)

結(jié)合三疊系油藏儲(chǔ)層特征，針對(duì)油藏開發(fā)的不同階段，通過開展?jié)摿囵B(yǎng)、改造技術(shù)優(yōu)化、治理效果保護(hù)，逐步形成了以低產(chǎn)低效井治理、長(zhǎng)停井復(fù)產(chǎn)為主的措施增產(chǎn)技術(shù)，油層動(dòng)用能力不斷增強(qiáng)。

3.3.1 堵塞井治理 針對(duì)液量突降井，結(jié)合油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化特征、功圖變化特征，以及油水兩相滲透率變化特征，判定為何種堵塞機(jī)理，有針對(duì)性的開展措施治理。2016年實(shí)施各類堵塞井治理68井次，有效61口，單井日增油0.98 t，整體實(shí)施效果較好。

圖3 G2和W4調(diào)剖區(qū)域含水變化與采出程度關(guān)系曲線

3.3.2 低產(chǎn)井治理技術(shù) 通過精細(xì)小層對(duì)比研究，加深主力油層識(shí)別、注采連通情況分析，剖析低產(chǎn)原因，如油層產(chǎn)能未充分發(fā)揮；局部單砂體注采對(duì)應(yīng)差；注水量較低，能量補(bǔ)充滯后，地層動(dòng)態(tài)縫閉合等低產(chǎn)原因（見表2）。

表2 超低滲透油藏堵塞機(jī)理研究及解堵工藝表

然后根據(jù)不同低產(chǎn)原因采取相應(yīng)的治理措施，針對(duì)油層產(chǎn)能未充分發(fā)揮，可通過重復(fù)壓裂等工藝，增大儲(chǔ)層改造規(guī)模，對(duì)“厚油層”儲(chǔ)層，可通過提高射孔程度，增大油層泄油體積，如針對(duì)G5-97井射孔程度低，通過補(bǔ)孔壓裂措施后，單井產(chǎn)量由0.18t/d上升到3.11t/d，充分發(fā)揮了油層的潛力；針對(duì)局部單砂體注采對(duì)應(yīng)差，通過完善單砂體注采對(duì)應(yīng)性，對(duì)有注無采小層，實(shí)施補(bǔ)孔生產(chǎn)，針對(duì)G5-101井長(zhǎng)63下段，對(duì)應(yīng)水井G5-101實(shí)施補(bǔ)孔壓裂措施后，單井產(chǎn)量由0.53t/d上升到3.02t/d；針對(duì)地層壓力下降，動(dòng)態(tài)縫閉合，可通過實(shí)施暫堵壓裂、暫堵酸化為主的低產(chǎn)井改造技術(shù)，改善儲(chǔ)層的滲流情況，提高單井產(chǎn)能，2016年共計(jì)實(shí)施74口，累計(jì)增油10199 t。

3.3.3 長(zhǎng)停井治理技術(shù) 針對(duì)不同停井原因，采用查層補(bǔ)孔、井筒治理等技術(shù)，攻關(guān)試驗(yàn)雙向堵水、堵水壓裂技術(shù)，措施有效率和單井增油水平保持穩(wěn)定，水淹井治理效果逐年提升，2014-2016年共復(fù)產(chǎn)長(zhǎng)停井155口，提高油井利用率4.5%。

3.4 提高采收率技術(shù)

針對(duì)油藏采取注水等常規(guī)開發(fā)方式，受到儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，部分區(qū)域注水開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性較差，造成剩余油富集，維持，通過開展加密調(diào)整、聚合物微球驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)的研究應(yīng)用，加強(qiáng)剩余油分布規(guī)律研究及挖潛，為低滲透油藏提高采收率儲(chǔ)備技術(shù)。

3.4.1 加密調(diào)整技術(shù) 針對(duì)油藏部分區(qū)域，微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)井網(wǎng)適應(yīng)性較差，主向油井水淹，側(cè)向油井低產(chǎn)低效，造成裂縫側(cè)向剩余油不發(fā)育，儲(chǔ)量失控，通過在剩余油富集部位實(shí)施加密井，挖掘剩余油，以此來提高油藏采收率。實(shí)例：針對(duì)G2區(qū)等單元受裂縫影響，裂縫側(cè)向剩余油富集，儲(chǔ)量失控，2014-2016年累計(jì)投產(chǎn)加密井69口，地層壓力由加密前14.3MPa上升到15.8MPa，壓力保持水平84.5%，主側(cè)向壓差由8.4MPa下降到3.4MPa，平面壓力分布趨于均勻，有效驅(qū)替系統(tǒng)逐步建立，加密區(qū)采油速度由0.63%上升到0.95%，采收率預(yù)計(jì)提高3.0%。

3.4.2 空氣泡沫驅(qū)技術(shù) 由于常規(guī)注水開發(fā)，部分區(qū)域注入水難以波及到，可采取空氣泡沫驅(qū)技術(shù)解決該問題，該技術(shù)是將空氣注入油藏后，氧氣與原油發(fā)生低溫氧化反應(yīng)，產(chǎn)生CO、CO2、水及含氧的烴類化合物，在油層內(nèi)生成的這些物質(zhì)與起泡劑相互作用形成泡沫，泡沫擠壓、占據(jù)和乳化作用而達(dá)到驅(qū)油作用。實(shí)例：針對(duì)耿271加密區(qū)有效驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢，對(duì)J4-39開展空氣泡沫驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，目前主向井江43-39見效，含水由72.3%下降到49.0%，側(cè)向井J4-393、J4-394井功圖充滿程度增加，井組8口井動(dòng)液面平均上升34 m，月遞減由0.55%下降到0.14%。

3.4.3 聚合物微球驅(qū)油技術(shù) 超低滲透油藏隨著注水開發(fā)的推進(jìn)，深部水驅(qū)狀況變差，剩余油分布狀況復(fù)雜，造成油井含水上升速度加快。聚合物微球驅(qū)油技術(shù)即納微米級(jí)粒徑可進(jìn)入油層深部，發(fā)生膨脹相互膠結(jié)，達(dá)到深部封堵高滲帶啟動(dòng)低滲層的作用。實(shí)例：在G2中部和W4北部14個(gè)高產(chǎn)井組，結(jié)合油藏不同物性特征，合理微球參數(shù)配置，實(shí)施微球調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，平均注水壓力上升1.2MPa，16口見水井平均含水由57.5%下降到51.2%，井均日增油0.42 t，含水上升率較2015年大幅下降，含水與采出程度關(guān)系曲線明顯向右偏，水驅(qū)效果變好。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）精細(xì)油藏描述技術(shù)是油田降低遞減、穩(wěn)定高效開發(fā)的基礎(chǔ)核心技術(shù)。通過精細(xì)油藏描述和數(shù)值模擬跟蹤，科學(xué)指導(dǎo)油田開發(fā)調(diào)整，是實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)的基礎(chǔ)。

（2）通過平面上提高水驅(qū)波及、剖面上提高水驅(qū)動(dòng)用，可逐步提升油藏能量，有效降低油藏自然遞減，為實(shí)現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供保障。

（3）結(jié)合三疊系油藏儲(chǔ)層特征，針對(duì)油藏開發(fā)的不同階段，通過開展?jié)摿囵B(yǎng)、改造技術(shù)優(yōu)化、治理效果保護(hù)，逐步形成了以低產(chǎn)低效井治理、長(zhǎng)停井復(fù)產(chǎn)為主的措施增產(chǎn)技術(shù)，油層動(dòng)用能力不斷增強(qiáng)。

（4）通過對(duì)加密調(diào)整、聚合物微球驅(qū)、空氣泡沫驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)的研究應(yīng)用，加強(qiáng)了剩余油分布規(guī)律研究及挖潛，可有效的提高油藏的最終采收率。

［1]胡永樂，宋新民.低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［2]李道品．低滲透砂巖油田開發(fā)［M］．北京：石油工業(yè)出版社，1997：154-158.

［3]胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發(fā)理論與技術(shù)［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［4]王道富，李忠興.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工程出版社，2003.

TE357.13

A

1673-5285（2017）09-0057-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.015

2017－08-19

王文剛，男，2009年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)為長(zhǎng)慶油田第九采油廠地質(zhì)研究所油田開發(fā)工程師，從事油田開發(fā)工作8年。