吳410長6油藏調(diào)剖堵水評價標準應(yīng)用與效果分析

畢銀旗 王蒙 張宏濤 駱世杰

摘要：吳410長6油藏連通性強，注入水延裂縫線突進，裂縫主向油井易水淹，正韻律沉積剖面吸水下移，綜合含水上升快，平面、剖面矛盾突出。2011年開始化學(xué)調(diào)剖試驗，2015-2017年開展注水專項治理，油藏遞減降低、油藏開發(fā)形勢逐步好轉(zhuǎn)。本文通過制定單井、區(qū)塊調(diào)剖效果評價標準，對歷年調(diào)剖效果開展整體評價，分析措施效果。

關(guān)鍵詞：化學(xué)調(diào)剖;評價標準;措施效果

1.開發(fā)概況

1.1開發(fā)現(xiàn)狀

吳410長6油藏依據(jù)物性參數(shù)及開發(fā)特征共劃分5個流動單元，即北部高產(chǎn)區(qū)、東部高含水區(qū)、中部低產(chǎn)區(qū)、南部低產(chǎn)區(qū)、邊部高含水區(qū)。截至2017年11月，油井開井277口，日產(chǎn)油277t，單井日產(chǎn)油1.01t，綜合含水39.8%，采油速度0.33%，采出程度3.38%;注水井開井110口，單井日注水量28m3，累計注采比4.91。

2.開發(fā)中存在的問題

2.1油藏北部NE50°，裂縫線見水，裂縫側(cè)向液量下降

吳410區(qū)長6油藏局部微裂縫發(fā)育，根據(jù)動態(tài)開發(fā)資料局部油井存在明顯的含水突然上升階段，具有NE50°方向裂縫見水特征。因裂縫發(fā)育，裂縫竄流導(dǎo)致裂縫兩側(cè)的油井見效慢，液量下降，注水效果差。

2.2油藏北部吸水剖面下移井增多，水驅(qū)狀況變差

通過歷年連續(xù)吸水剖面跟蹤，油藏北部吸水剖面逐年下移，動用程度降低。2014年新增吸水下移井8口，主要分布在油藏北部，對比2013年吸水下移比例由38.5%↑57.1%。?受吸水下移影響，水驅(qū)主向見水快，側(cè)向液量下降。液量下降、含水上升與吸水下移井對應(yīng)關(guān)系明顯;2014年液量下降12口，損失油量12.0t，新增見水井11口，損失油量10.0t，影響油藏整體自然遞減1.5%，影響含水上升率0.9%。

2.3油藏東部層內(nèi)吸水不均，整體含水高

通過分注、單注頂段、堵水等措施，吸水下移得到改善，其中6口可對比井剖面吸水下移得到遏制，含水上升速度得到減緩，但受層內(nèi)非均質(zhì)影響，均勻吸水比例下降。東部均勻吸水比例25.0%，主要為儲層非均質(zhì)性強導(dǎo)致層內(nèi)吸水不均。綜合含水達到54.5%，整體含水高。

3.評價標準建立與效果分析

3.1整體實施情況

針對儲層微裂縫發(fā)育，注采關(guān)系不明確，來水方向復(fù)雜，剖面吸水不均，孔隙裂縫見水水淹井增多等問題，通過近5年的摸索試驗，調(diào)剖治理思路及應(yīng)用工藝不斷優(yōu)化，調(diào)剖技術(shù)不斷完善，保證措施效果。但通過對比歷年增油效果，多輪次調(diào)剖后，效果較前期有所減弱。

3.2評價標準建立

以油水井關(guān)鍵性指標為評價依據(jù)，制定單井-區(qū)塊調(diào)剖效果評價標準。

3.3效果評價分級

3.3.1單井調(diào)剖效果評價

通過歷年調(diào)剖井分級井數(shù)所占比例看出，二級井數(shù)所占比例最高達到46.9%。對比2013-2017年各分級比例變化，一級、二級所占比例有所下降，三級所占比例上升，表明調(diào)剖效果呈變差趨勢。

3.3.2多輪次調(diào)剖效果評價

通過多輪次調(diào)剖效果分級對比，二次、三次調(diào)剖效果均呈現(xiàn)變差趨勢，一級所占比例下降，三級所占比例上升。

3.4深部調(diào)剖效果分析

3.4.1歷年實施情況

2014-2016年吳410油藏累積實施堵水調(diào)剖51井次，對應(yīng)276口油井，見效果115口，當年累計增油3664t，累計降水4526m3。2017年已完成17口，對應(yīng)91口油井，見效42口，目前單井日增油0.16t，累計增油1268t，累計降水1542m3。

3.4.2單井調(diào)剖效果

注水壓力上升，高滲帶有效封堵。對比2014年，調(diào)剖井組平均注水壓力13.6↑14.1MPa，但對比往年壓力上升幅度逐漸變小。注水壓力較低的井組調(diào)剖后高滲帶封堵更明顯，注水壓力上升幅度較大。

油井含水下降，遞減減緩。通過前期調(diào)剖后，井組含水整體呈下降趨勢，主向見水井含水下降明顯，但6-8個月后含水又逐步上升，側(cè)向油井含水整體穩(wěn)定，但液量有所下降。17年再次調(diào)剖后，主向井含水下降，封堵效果較好，井組遞減減緩。對比調(diào)剖前，調(diào)剖后井組月度遞減由0.75%下降至0.42%。

3.4.3區(qū)塊調(diào)剖效果

能量分布趨于平衡。2014-2017年吳410油藏壓力保持水平整體上升85.9↑90.1%，調(diào)剖區(qū)注采壓差15.6↓15.1Mpa，高壓力保持區(qū)范圍增大，能量分布趨向均衡。

水驅(qū)狀況不斷改善。對比2014年，油藏水驅(qū)動用程度 61.3↑ 75.6%，均勻吸水比例 40.9↑50.0%;水驅(qū)特征曲線斜率下降，水驅(qū)指數(shù)平穩(wěn)，剖面吸水不均狀況逐漸改善。

綜合含水下降。對比2014年12月，油藏綜合含水由42.7↓40.2%，扣除關(guān)停井影響，含水上升率由3.2↓1.1，油藏整體含水呈下降趨勢。

遞減明顯減緩。對比2014年，油藏階段自然由15.1↓6.4%，含水與采出程度曲線右偏;通過擬合，遞減特征由指數(shù)遞減變?yōu)檎{(diào)和遞減，遞減減緩;同時調(diào)剖井組階段自然遞減小于全區(qū)階段自然遞減，有利于油藏穩(wěn)產(chǎn)。

3.4.4不同施工參數(shù)調(diào)剖對比分析

通過注入排量、施工爬坡壓力與調(diào)剖效果對應(yīng)關(guān)系研究。分析得出爬坡壓力在2.5-3.0mpa之間，注入排量在2.0-2.5m3/h之間，調(diào)剖效果最為理想。

3.5微球調(diào)驅(qū)效果分析

3.5.1水驅(qū)動用有所改善

試驗區(qū)4口可對比注水井長611吸水厚度整體穩(wěn)定，長612吸水厚度由12.6↑13.6m，注微球區(qū)水驅(qū)指數(shù)2.9↓2.5m3/t，注水利用率得到提高，水驅(qū)動用程度有所提高，但部分吸水段仍然存在尖峰吸水情況，并且注微球后一段時間吸水狀況變差。

3.5.2井組遞減放緩

井組整體含水下降，液量相對穩(wěn)定，平面上受效相對均勻，水驅(qū)主向井、側(cè)向井含水下降均有所下降。調(diào)驅(qū)井組遞減由0.98↓-0.03%。

4.結(jié)論與認識

1、通過對歷年調(diào)剖效果統(tǒng)計對比，單井-區(qū)塊調(diào)剖效果逐步下降。在目前聚丙烯酰胺+聚合物膠束體系下，爬坡壓力2.5-3.0mpa，注入排量2.0-2.5m3/h時，可達到最理想措施效果;

2、通過調(diào)剖專項治理，油藏整體受效，各項指標持續(xù)向好，調(diào)剖井組階段自然遞減小于全區(qū)階段自然遞減，油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)夯實，開發(fā)形勢逐步向好;

3、微球調(diào)驅(qū)井組遞減下降明顯0.98↓-0.03%，堵水效果下降的情況下，可推廣微球調(diào)驅(qū)措施，但措施有效期短，需不斷優(yōu)化措施工藝;

4、堅持開展調(diào)剖專項治理，有利于油藏穩(wěn)產(chǎn)，為提升調(diào)剖整體效果，延長有效期，下步需持續(xù)優(yōu)化調(diào)剖工藝;同時建議繼續(xù)開展疊合區(qū)雙向堵水及試驗同井不同層（長612，長63層）調(diào)剖，進一步提升措施效果。

作者簡介：

畢銀旗，男，出生于1984年，2009年6月畢業(yè)于西安石油大學(xué)，學(xué)士學(xué)位，油氣田開發(fā)工程師。