姬塬油田长9 油藏酸化提液技术研究

2014-08-10杨永康王晓婷田发金李本刚赵宏达

石油化工应用 2014年5期

杨永康，王晓婷，田发金，李本刚，王新，赵宏达

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

姬塬油田区域构造位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，平均坡降6～7 m/km。该区构造主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3～5 km。黄39区块其中长8 油层组可细分为长81、长82，长9 油层组可细分为长91、长92，黄39 井区主要含油层位为三叠系延长组长81、长82、长91。长91以水下分流河道沉积的细砂岩为主要储集层，砂体全区发育，连成一片，黄39 井区砂体总体展布呈西北～东南向，有东西两支砂体，局部呈条带状。纵向上，长91单砂体厚5～10 m，叠加厚度5～40 m。

长91油层为三角洲平原分流河道沉积，砂体发育稳定且面积广，储层物性好，局部富集，油藏埋深2 840 m，井均钻遇砂体厚度22.1 m，有效厚度8.6 m。储层岩石碎屑成份以长石为主，石英次之，充填物主要有网状粘土浊沸石、硅质、铁方解石，储层孔隙组合类型以粒间孔、溶孔～粒间孔为主其次为溶孔以及极少量的晶间孔，平均孔隙度12.20 %，渗透率为8.38 mD，属特低渗透油层。

1 选井依据及措施效果评价

1.1 长9 油藏措施选井依据

1.1.1 良好的储层物性姬塬油田长9 油藏为典型的岩性及构造-岩性油藏，整体构造呈现“北高南低，东高西低”特征，东北部隔夹层较厚，西南部与底水直接接触；油藏整体物性较差，渗透率低，有效厚度小，KH 值低，但较长81、长82好，油藏平均有效厚度13.4 m，孔隙度12.0 %，渗透率1.6×10-3μm2（见图1）。

图1 长81、长82、长91 储层物性对比图

1.1.2 较高的压力保持水平 2013 年长9 油藏原始地层压力23.1 MPa，规模开发后能量保持水平迅速下降，通过后期注水开发及不断优化注水技术，近三年地层压力保持水平逐年上升，2013 年测试9 口井，平均压力19.0 MPa，压力保持水平已恢复至原始地层压力的82.0 %，尤其初期注水的部位，地层能量基础已经具备（见图2）。

图2 长9 油藏历年压力保持水平柱状图

1.1.3 明显的堵塞特征长9 油藏通过后期完善注采井网，不断优化注水开发技术，油井已逐步开始见效，在生产过程中，部分油井呈现注水长期不见效及产量突降，对比储层物性与周围邻井差别不大，但开发情况差别明显的，2013 年优先选择实施酸化提液；本区长9油藏堵塞特征主要呈现两种方式。

1.1.3.1 油井注水见效后产量突降，含水持续上升堵塞机理：油井见效后，随着注水开发时间的延长，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，含水上升（见图3）。

图3 长9 油藏堵塞机理示意图Ⅰ

1.1.3.2 油井无明显见效过程，含水缓慢上升堵塞机理：油层与底水直接接触，生产过程中随地层能量逐步下降，液量逐渐下降，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，底水上锥导致含水上升（见图4）。

图4 长9 油藏堵塞机理示意图Ⅱ

1.1.4 油井见效比例低，需要措施引效长9 油藏注水开发后，油藏整体缓慢见效，但见效程度较低，平面上分布不均衡。一类见效井仅占23 %，不见效井占43 %，为均衡平面采液，有必要实施措施引效。

1.2 关键技术

1.2.1 确定了底水油藏隔夹层对措施效果影响结合2013 年长9 油藏措施井油水接触类型，分析隔夹层与油井措施后含水上升幅度关系看出，隔夹层厚度大，措施后含水上升幅度低，解堵效果越好隔夹层厚度大的油井，酸化后有效提高了油相渗透率，含水保持稳定或下降；与底水直接接触的油井，措施后强抽排液可导致局部底层能量下降，底水上锥。

1.2.2 确定了地层能量与措施效果关系通过油井酸化提液措施后日增油、含水上升幅度、液量上升幅度与地层压力保持水平散点图可以看出，压力保持水平在大于75 %时，油井措施效果显著（见图5）。