姬塬油田元48区长4+5油藏提高单井产量技术研究及应用

2013-05-10雒文杰吴国文张玉秋杨亚少

石油化工应用 2013年3期

雒文杰，高改，宁莹，吴国文，张玉秋，杨亚少，莫磊

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田元48区长4+5油藏位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，每千米坡降6～7 m。区域内主要含油层组长4+5油藏为湖相沉积体系中三角洲前缘亚相水下分流河道沉积，受岩性、物性控制，砂体展布为北东-南西向。岩性主要为灰色细粉砂岩。岩石颗粒分选中～好等。油层平均孔隙度为11.4%，渗透率为3.3 mD，属低渗透储层。

1 制约提高单井产量的主要因素

1.1 储层裂缝发育程度高，水淹井比例高

根据变尺度分析和岩心观察：储层砂岩微观裂缝均较发育，发育北东-南西向裂缝16条，北西-南东向裂缝13条；裂缝类型为高角度张剪性缝为主，垂直裂缝和斜交缝常见，层间缝次之，处于充填和半充填状态。

水淹井状况：目前元48区长4+5油藏水淹井共计77口，占全区井数38.9%；从含水分布情况看，主要分布在油藏西部、东部矩形井网，与裂缝分布情况基本吻合，且油井来水方向与裂缝发育方向一致。

1.2 开发早期能量保持水平过高，微裂缝开启，油井投产见水多

元48区长4+5油藏微裂缝发育；在开发前期实施了超前注水，开发初期日实际注水量大35～50 m3，注水强度偏大，地层能量保持水平过高（120%～135%），水井井底注水压力大于油层破裂压力（见表1），使处于闭合状态的微裂缝开启，导致投产初期水淹井比例高，油藏投产初期含水达到30%，直接跨越无水采油期（见表2）。

表1 元48区开发初期注水压力与破压对比表

表2 元48区开发初期油井压力与生产状况对比表

1.3 层内非均质性强，剖面吸水状况不佳

通过对部分取心井的精细观察，结合70口井的综合测井曲线分析，元48区层内夹层具体可分为泥质夹层、岩性夹层、物性夹层3种。但夹层分布不稳定，其泥岩或低渗透性层在储层中成透镜状分布，钙质夹层仅在部分井内发育，是控制和影响单砂体垂向上注入水波及体积和层内剩余油分布的关键因素。在水井吸水剖面呈现尖峰状、指状吸水，部分井段不完全吸水，通过对历年所测吸水剖面来看，非均匀吸水井仍占一定比例（见表 3）。

表3 元48长4+5油藏历年吸水状况统计表

1.4 主侧向压差大，侧向低产低效井比例高

目前该区能量平面分布趋于均衡，压力保持水平104.9%，地层压力15.6 MPa，但不同注采井网、同一井网系统内主侧向压力差异较大，相差在1.4～2.5 MPa范围。导致侧向油井见效比例低（见图1，表4）。

表4 元48区长4+5油藏主侧向低产井统计

1.5 矩形井网适应性差，注水促见效与控水稳油矛盾突出

元48区长4+5油藏东部采用小排距的矩形井网开展先导试验开发，而油藏西部和南部采用菱形反九点井网开发。通过对比得出油藏东部储层物性与油藏西部相同，且都明显优于油藏南部。但在生产数据看，油藏南部平均单井日产油能力最低、含水最高，日产油能力比油藏西部低1.0 t；油井含水大于30%的高含水井的比例比其它两个区域高。从而得出矩形井网在元48区长4+5油藏适应性差（见表5）。

由于井网适应性差导致油藏东部开发矛盾大。自2007年3月因该区域含水快速上升而下调注水井配注，调配后该区域伴随含水下降的同时产液量也出现大幅度下降。2007年12月为提高单井产量实施强化注水，但油井均伴随明显的含水上升。

2 提高单井产量技术研究与应用

截止2009年12月元48区长4+5油藏整体含水46.0%，而采出程度低只有5.34%，剩余油挖潜潜力大。针对元48区长4+5油藏存在问题，以优化注水开发技术政策为立足点，重点应用各种技术的研究与应用，来遏制含水上升速度，提高单井产量。

2.1 合理开发技术政策，控制含水上升速度

动静态资料证明元48区微裂缝异常发育，油井对注水的响应极为敏感。开发初期经历两次含水快速上升阶段，但经过及时、大规模的注水调整，含水上升的势头得到了有效控制（见图2）。

2007年以来根据储层特征及不同开发井网，在深化地质认识的基础上结合油水井动态特征，对油藏实行分区域开发管理。针对不同区域注水开发过程中出现的主要矛盾，依据开发动态和数值模拟结果不断实施注水调整，从而得出适合元48区长4+5油藏的注水开发技术政策即“总体温和、局部调整、边部加强”。经不断合理开发技术政策，油藏含水上升速度减缓（见表6）。

2.2 开展周期注水试验，提高水驱油效率

周期注水机理是在油层内产生连续不稳定压力分布，上限注水时使非均质小层或层带间产生附加压差，从而驱出小层中滞留油；适应条件：低渗、亲水性、裂缝发育、非均质性强的油藏，元48区长4+5油藏满足周期性注水条件。

2009年9月选定10个井组实施周期注水试验（见表7），截止2010年底，试验区内日产液量由197 m3下降到191 m3，日产油量由104 t上升到108 t，日增油4.0 t，含水由37.8%下降到33.5%，提高水驱油效率。

表5 姬塬油田元48区长4+522油藏物性及生产数据对比表

图2 姬塬油田元48区注采曲线（2006－2010）

表6 元48区长4+5油藏开发技术政策执行表

表7 元48区周期注水井组调配方案

2.3 水井降压增注，补充地层能量

由于元48区油藏部分注水井回注污水导致地渗渗流状况变差和南部储层物性差，致使部分井注水压力高，日注难以达到地质配注要求。针对长期注不够的水井2007-2010年对该区实施降压增注措施13井次，措施前后平均日注由6 m3上升到27 m3，注水压力由13.9 MPa下降到11.9 MPa。当年累计增注量为62894m3。措施后日注水量全部达到地质配注要求，有效的补充了地层能量（见表8）。

2.4 水井剖面治理，提高水驱动用程度

针对元48区长4+5油藏隔夹层发育，垂向上的非均质性强，导致剖面吸水不均匀。历年来利用吸水剖面资料，结合井组动态变化对吸水剖面呈尖峰状、指状的井实施暂堵酸化调剖；对主力层多段动用，吸水剖面表现为一段或两段不吸水的井实施选择性增注。通过以上措施从注水井效果分析，措施均有效果，剖面治理后水驱趋于好转，可对比井吸水厚度由8.3 m上升至9.9 m。改善了剖面吸水状况，提高了油藏水驱储量动用程度（见表 9）。

从采油井来看，剖面治理后对应油井见效17口，含水由57.0%下降至33.1%，单井日增油量0.98 t，当年累计增油5 295 t（见表10）。

2.5 裂缝带水井整体化堵，调整水驱方向

元48区油藏西部储层物性较好，试油产油量均为20 t以上的纯油，开发初期平均单井日产油量高达6 t以上。由于裂缝发育，尤其骨架注水井压裂改造后裂缝方向更加复杂，造成该区大面积油井含水上升，产能损失严重。

鉴于以上情况，2010年油藏西部实施裂缝带整体化堵措施，共完成水井化堵18口，对应油井71口，见效井26口，动态特征“三降一稳一升”即液量、液面、含水下降，含盐稳定，油量略有上升。日产油量由110t上升到122 t，日增油12.0 t，含水由47.7%下降到40.0%，水驱指数由0.744 7上升到1.069 4，存水率由0.546 0上升到0.621 5。取得良好的效果。

表8 元48区长4+5油藏2007-2010年水井降压增注生产统计表

表9 元48区长4+5油藏2007-2009年剖面治理水井效果表

表10 元48区长4+5油藏2007-2009年剖面治理油井效果表

表11 姬塬油田元48区长4+5油藏2007-2010年油井措施效果统计表

2.6 油井措施挖潜，提高单井产量

为提高单井产量和降低油田递减，2007年开始在该区实施油井措施试验，摸索该区合理的措施方式。根据油藏动态特征，剖析储层物性，结合试井资料，深入分析低产原因，采取相应的工艺方法，恢复和提高油井产能。

根据以上指导思想，针对储层物性较好、能量有保证、产量突然下降或含水上升导致的堵塞井采取酸化或暂堵酸化、压裂等措施引效；针对见注入水且验明油水井对应关系的高含水井采取油水井双向化堵调剖；针对低产井和未见效井采取重复压裂改造措施。历年共计实施油井措施49井次，有效井47口，平均单井有效期为190 d，平均单井日增液量3.5 m3，平均单井日增油量1.2 t，当年累计增油量9 005 t（见表11）。