中低滲透油藏穩油控水綜合治理對策研究

蔣天昊，宋方新，張亞琴，宋 喆，林 麗

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽 745100）

中低滲透油藏以注水開發為主，隨著開發的進行，油井含水上升快，產油量迅速下降，但其年產油量較高、地下剩余可采儲量仍較大[1，2]。因此，中低滲透油藏的穩產和水驅采收率的提高，是中低滲透油田開發持續高產穩產的重要研究內容之一[3，4]。為減緩衰竭開采壓力下降快，產量快速遞減的問題，中低滲透油藏一般采取注水開發，改善油藏開發效果。近年來，關于“穩油控水”的研究主要集中在高滲透油藏，中低滲透油藏關于“穩油控水”的研究較少[5-9]。因此，針對元城油田白246井區目前開發面臨的主要矛盾，通過制定合理注采參數、重復壓裂、水淹井復產和完善注采井網等提高采收率開發技術對策，實現產量增加及綜合含水率基本不變，預測10年原油增產8.7×104t，采收率提高1.9%。

1 油藏概況

白246井區位于姬塬高地南部斜坡帶上，為河流相沉積，主要沉積微相為分支河道沉積，平面上與元中區延10油藏相鄰。主要開發層系為延10油層組，油層中深1 485 m，有效厚度6.7 m，平均孔隙度15.3%，滲透率83.9 mD，為自然能量開采，三角形井網，動用含油面積6.5 km2，動用地質儲量 450.16×104t。

2 砂體展布與儲層物性特征

2.1 砂體展布特征

白246井區延安組砂體分布嚴格受沉積相控制，在平面上的展布與河道走向一致，呈條帶狀分布，主砂體帶厚度在10 m以上。受西北部姬塬高地影響，延1022、延1021期西北部無砂體沉積。

延1012期砂體白246井區為甘陜古河的河谷，全部被充填，在延1011末期全部被填平，砂體分支，厚度較薄。

2.2 儲層物性特征

沉積微相和成巖演化影響著儲層的孔隙類型和孔隙結構等特征，儲層物性則是儲層微觀結構的直觀表現[10]。白246井區有7口取心井，根據291塊樣品中孔隙度大于12%，滲透率大于5 mD的樣品統計，平均孔隙度15.1%，平均滲透率83.9 mD，屬中孔、中低滲儲層（見表1）。

3 開發現狀與矛盾

3.1 開發現狀

白246延10油藏從2011年滾動建產，初期采用自然能量開發。2014年，開展油井轉注實施注水開發，工區歷經“建產階段（自然能量開發）～注水開發～遞減階段”三個階段（見圖1）。2016年產量遞減率為14.81%，2017年產量遞減率為24.08%，產量遞減呈逐年增加的趨勢。

截止2016年8月，白246井區油井99口，水井10口。油井開井69口，日產油138 t，平均單井產能2.21 t/d；綜合含水59.3%。

表1 白246井區常規物性分析統計數據表

圖1 白246井區延10油藏開發歷程圖

圖2 懷48-52井生產變化曲線

圖3 含水上升速度與采液強度關系圖

圖4 單井產量與采液強度關系圖

3.2 面臨的主要矛盾

3.2.1 邊底水錐進，含水上升，產油量下降 根據飽和度場不同階段變化規律，受邊底水錐進，導致含水上升，從而引起產量下降。如2011年8月，懷48-52井投產，初期日產液3.87 m3，日產油1.67 t，含水55.8%，由于受邊底水錐進，導致該井含水緩慢上升，目前日產液2.42 m3，日產油 0.74 t，含水率 69.4%（見圖2）。

3.2.2 采液強度過大，導致含水上升 依據采液強度與含水上升速度、單井產量的關系，綜合考慮合理采液強度應控制在0.4 m3/m·d，采液強度大于0.4 m3/m·d，油井有見水風險（見圖3、圖4）。

3.2.3 地層能量不足 白246井區投產初期主要為衰竭式開發，地層能量虧空嚴重。根據壓力保持水平分布特征，中低滲透油藏開發單元在油層壓力下降較快時，其開發油井產量下降也較快。

4 穩油控水對策研究

4.1 合理注采比

為保持地層壓力和控制油井含水上升速度，需要確定油藏在注水開發過程中的合理注采比。根據侏羅系開發經驗，壓力保持水平保持在80%～90%時開發效果較好。應用油藏數值模擬的方法，分別設計注采比為0.2/0.4/0.6/0.8/1.0，共計5種方案。當注采比為0.6時，日產油、累計產油較多、含水上升慢（見圖5）。

圖5 白246井區不同注采比方案10年后效果對比圖

圖6 白246井區不同采液強度方案10年后效果對比圖

4.2 合理采液強度

當油井產液量高時，含水率升高，產液量低時，含水率下降，說明產液強度與含水率存在一個最優值。應用油藏數值模擬方法，設計0.2 m3/m·d、0.3 m3/m·d、0.4 m3/m·d、0.5 m3/m·d、0.6 m3/m·d五種方案，模擬預測生產指標變化曲線，分析認為：最優采液強度為0.4 m3/m·d（見圖6）。

4.3 重復壓裂

重復壓裂是中低滲透油藏開發后期穩油控水的重要措施[11]。由于老裂縫油藏附近的原油已全部被采出，必須通過重復壓裂技術，在油藏中打開新的裂縫通道，更大范圍的溝通未動用的油層，改善油藏開發效果。針對白246井區初期產量高，目前產量臺階式下降的油井，開展小型壓裂措施，提高油井單井產量（見表2）。

表2 白246井區措施優選井計劃表

4.4 水淹井復產

針對底水油藏底水錐進導致的水淹，2017年，元中區進行了堵水試驗，取得較好效果。具體方案是在油水接觸面注入水泥，形成人造夾層，然后重復射孔，小型壓裂（見圖7）。根據這種思路，可在白246井區油藏中部，油層厚度較大的水淹井中開展試驗，優先實施懷44-35井、懷47-46井、懷49-50井和懷50-53井。

圖7 抑制底水錐進人造隔板示意圖

4.5 完善注采井網和油井轉注

在精細地質研究的基礎上，研究剩余油分布，確定主要挖潛對象。一是針對油藏邊部，井網不完善井，實施油井轉注，提高水驅控制程度，計劃實施5口井；二是抑制邊底水快速推進，及時補充地層能量，計劃實施轉注4口井。

圖8 開發調整方案含水率對比曲線

圖9 開發調整方案累產油量對比曲線

4.6 開發效果預測

在開發方案優化、措施調整的基礎上，利用油藏數值模擬方法，進行開發指標預測，相比于目前開發方案，到2028年，白246井區預測增產原油8.7×104t，采收率提高1.9%，含水率略有上升（見圖8、圖9）。可以看出：通過綜合調整方案，白246井區達到了穩油控水的目的，油藏開發效果得到明顯改善。

5 結論

（1）元城油田白246井區合理開發技術政策的注采比為0.6，最優采液強度為0.4 m3/m·d。

（2）中低滲透油藏合理的穩油控水措施主要有重復壓裂、水淹井復產、完善注采井網和高含水油井轉注。

（3）中低滲透油田隨著開發的進行，面臨的矛盾將越來越復雜，需要不斷的創新，綜合運用多種技術手段，充分挖潛油藏剩余潛力，進一步提高中低滲透油藏的開發效果。