黃57 長8 油藏穩產技術研究

劉敏昭，趙 歡，李軍建，王新星，焦 寶，王筱曄，安鍇勝，黃 勇

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

黃57 長8 油藏位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，處在寬緩西傾單斜上，構造平均坡度小于1°，地面海拔1 350 m～1 850 m。主要開發層位為長81油層，平均埋深2 680 m，油層厚度10.2 m，孔隙度11.5 %，滲透率0.53 mD，為巖性控制超低滲透油藏。探明含油面積56.38 km2，地質儲量3 126.87×104t，原始地層壓力19.4MPa。

2010 年采用菱形反九點井網，井網密度13.8 口/平方千米。井距為480 m，排距為150 m。截止2019 年12月，油井開井數323 口，日產液水平694 m3，井口日產油水平364 t，平均單井日產油1.1 t，綜合含水47.6 %，地質儲量采油速度為0.42 %，地質儲量采出程度為5.1 %。水井開井數148 口，日注水3 725 m3，平均單井日注25 m3，月注采比4.2，累計注采比2.4。

1 開發矛盾

1.1 儲層非均質性強，局部微裂縫、高滲帶發育，注采矛盾突出

平面上，油藏中北部、中南部、東南部微裂縫與高滲帶發育，油井過早見水，注采矛盾突出。目前見水井78 口，占比24.2 %。見水方向以北東向為主，平均見水周期24 個月。

剖面上，受儲層非均質性影響，吸水不均井逐年增多。以層間不均為主，注水效率下降。水驅規律與剩余油分布復雜，調整與挖潛難度加大。

1.2 低產井占比高，治理難度大

區塊有低產低效井126 口，占總井數39.0 %，主要受儲層物性差與見注入水影響。一是儲層物性差井，主要是由于油藏邊部泥質含量增加，同時部分區域隔夾層發育，水驅狀況較差，有效驅替壓力難以建立；二是局部裂縫、高滲帶發育，平面水驅不均，主向井水淹低產，側向井低產不見效，單一措施引效提液幅度低，有效期短。常規手段無法改變優勢水驅方向。

1.3 受水井欠注、井筒故障影響，局部地層能量下降

受注入水水質差、儲層物性差等因素影響，欠注井邊治理邊增加，年均20 口以上，且西部采出水回注區待大修井多13 口，區域壓力保持水平低73.8 %，日影響水量355 m3，注水不正常導致遞減較大15.6 %。

2 穩產技術研究及應用

2.1 單砂體刻畫技術

沉積作用決定了砂體平面展布特征[1，2]，黃57 長8油藏砂體展布方向主要呈北西-南東向，平面上呈條帶狀展布。主力層長812-2、長812-1、長811-2砂體發育，水下分流河道交叉疊置，形成厚度較大的復合砂體，側向上砂體以河道側切或廢棄河道接觸為主，占比75.0 %；垂向上多以疊加式、切疊式為主，占比87.0 %；單砂體厚度平均在8.0 m 左右，河道寬度在400 m～2 000 m，寬厚比60：200。河道交匯處砂體厚度大，接觸關系復雜多變，局部注采不對應。單砂體刻畫后，水驅控制程度由97.8 %下降到84.3 %。

多期河道疊置形成的復合砂體，下部動用程度低，剩余油富集。沿主河道長812-1與長812-2砂體間隔夾層不發育，砂體切疊程度最高，導致長812-2剩余油受單砂體影響最為明顯。塬87-46、塬89-44、塬92-42 等井長812復合砂體厚度大，由于射孔程度低，下部長812-2砂體明顯動用不足，從目前飽和度場分布可以看出，下部長812-2砂體剩余油富集。

2019 年實施油井單砂體補孔2 口： 塬96-46、塬114-35，補孔前后含水由81.2 %下降到55.4 %，平均單井日增油1.0 t。

2.2 精細注采調整技術

2.2.1 技術政策優化 同一油藏不同區域沉積特征、儲層物性、開發階段與開發動態特征、開發矛盾不盡相同。所以制定的實施技術對策不同[3]。根據油藏不同部位物性、產能差異，水驅與見效等特征。利用油藏工程與數值模擬方法相結合，分單元精細注水調整，優化技術政策。重點在中東部、中西部低壓低效區強化注水64 井次；裂縫見水區控制注水36 井次。同時裂縫見水主向井控制生產壓差39 口，主側向井生產壓差由1.45 MPa 下降到0.65 MPa。油井見效45 口，單井日增油0.5 t。地層壓力逐步恢復，平面更趨均勻。有效緩解開發矛盾，提高了注水效率（見表1）。

2.2.2 不穩定注水 不穩定注水是按照一定規律改變注水方向和注水量，在油層內產生連續不穩定壓力分布，使高、低滲透區域發生油水交滲流動，提高注入水在低滲透層中的波及程度，減緩注水沿著高滲透層單向或層間指進。

近兩年，主要在多方向見水，剖面存在指狀、尖峰狀吸水的中北部、東南部開展不穩定注水試驗[4]。2018年處于摸索階段，采用異步周期注水方式。中北部見效，5 個月后失效；東南部見效不明顯。通過數值模擬對于注水方式與參數進行優化，2019 年優化33 井組，9 口可對比井吸水厚度由8.66 m 上升到9.87 m，動用程度由69.2 %上升到73.3 %，綜合含水由56.7 %下降到50.1 %，含水上升率由6.2 %下降到-3.6 %，動態采收率提高1.8 %（見表2、表3）。

2.2.3 排狀注水 針對局部受裂縫發育、注入水沿裂縫突進、水驅矛盾突出、水驅效率低的問題[5]。應用數值模擬方法，在油藏中南部單方向見水區，開展線性注水論證。方案一保持原始井網；方案二水淹井轉注5 口，形成北東-南西排狀注水。數值模擬顯示，排狀注水含水上升速度減緩，預測累產油高于原始井網。

表1 黃57 區分單元注水開發調整對策

表2 黃57 區注水方式優化方案設計表

表3 黃57 區不穩定注水參數優化表

2019 年在中南部，東南部轉注9 口，日減少無效采出量55 m3，日增加注水量200 m3。對應側向油井56口，見效26 口，見效率44.6 %，見效周期75 d。井組綜合含水53.6%下降到40.3%。水驅動用程度由66.7 %上升到72.3 %。通過調整，有效利用了儲層裂縫，改變了原有井網水驅模式，促進水線兩側油井儲層基質受效，擴大了注入水驅波及體積。

2.3 低產井治理技術

黃57 長8 油藏低產治理圍繞“ 注-驅-采”系統工程，堅持“ 水井優先培育、分類連片治理”的雙向治理原則。在強化注水能量補充，調剖調驅水驅矛盾改善基礎上，深入剖析低產原因，優化措施選井與措施工藝。不斷提升油藏開發水平。從2011 年開始主要經歷了單井點治理、分單元治理、連片治理、各項技術集成綜合治理四個階段（見表4）。

表4 黃57 區分階段低產井治理對策統計表

表5 黃57 區分階段低產井治理對策統計表

2.3.1 水井優先治理 持續加大欠注井治理，對于多輪次措施增注無效井，開展潤濕反轉降壓增注等新工藝試驗；臨界高壓井預先實施在線增注，防止欠注；局部骨頭欠注井開展井網轉換，主要在油藏東南部、中西部實施骨頭井轉采5 口，配套油井轉注5 口。通過治理，欠注井逐年減少，由22 口下降到8 口。同時對于故障注水井更新2 口，大修恢復8 口。治理區控制程度由89.6 %上升到95.3 %，地層壓力保持由69.6 %上升到73.8 %。

2.3.2 低產油井連片治理 中西部、中南部、中東部物性差的低壓區，在強化注水治理地層能量恢復基礎之上（＞80 %），開展連片壓裂引效。治理區低產井數明顯減少，低產井占比下降15.0 %。55.1 %的井治理后表現為注水見效，有效驅替系統逐步建立。

2.3.3 不斷優化措施工藝 針對部分單元進入中高含水階段，常規重復改造含水上升快的問題。2018 年在裂縫發育，水洗程度較高的區。在水井堵水調剖的基礎上，油井優化措施工藝，實施暫堵壓裂、控水解堵等控水類措施，恢復了油井產能，有效降控含水（見表5）。

2.3.4 補孔改層挖潛 針對油藏邊部油層厚度變薄，粒度變細，泥質含量增加，物性變差。原層已無生產潛力油井。充分利用姬塬油田縱向多含油層系疊合開發優勢，2018-2019 年在黃57 長8 與耿117 長4+5、耿19 長2 疊合區實施補孔改層挖潛22 口，日增油1.35 t。局部形成井網加密，有效認識了淺層剩余油分布，指導了耿117 區加密調整部署。

黃57 長8 油藏通過精細注采調整，持續低產低效井治理，開發形勢穩定向好，水驅控制程度由97.8 %上升到98.0 %，水驅動用程度由70.8 %上升到72.8 %，壓力保持水平由80.2 %上升到82.5 %，動態采收率由20.0 %上升到23.0 %。

3 結論與認識

（1）黃57 長8 油藏三個主力層長811-2、長812-1、長812-2單砂體多以垂向疊合，側向互切為主；單砂體刻畫后，水驅控制程度由97.8 %下降到84.3 %。

（2）綜合研究表明油藏合理壓力保持水平85.0 %，合理流壓6.0 MPa～8.0 MPa，合理注水強度1.2 m3/m·d～1.9 m3/m·d，合理注采比2.0。

（3）黃57 長8 油藏初步形成了精細注采調整、低產低效井綜合治理技術體系，應用效果顯著，可為同類油藏治理提供借鑒。

（4）在單砂體指導下的油水井注采完善，注水剖面治理、分層注水是黃57 長8 油藏下步重要穩產方向。