姬塬油田耿60 区块长4+5 油藏高效开发技术研究

刘艳妮，董宪鹏，李 开，赵 静

（1.中国石油大学（北京），北京 102249；2.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710018）

耿60 区块长4+5 油藏区域构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积。

储层岩性为粉细～细粒岩屑质长石砂岩，分选好，胶结类型以薄膜-孔隙为主，其中粒间孔、长石溶孔是本区最主要的储集空间。

主力油层长4+522平均油层中部深度2 400 m，平均地层温度73 ℃，原始地层压力16.98 MPa，平均渗透率1.103 mD，平均孔隙度12.9 %。

地层原油性质好，粘度低（1.15 mPa·s），密度低（0.733 g/cm3），气油比98.6 m3/t，油层温度73.3 ℃，饱和压力10.61 MPa；地层水矿化度84.8 g/L，水型CaCl2型，pH 值6.3；岩石表面润湿性以中性～亲水特征为主，敏感性试验结果为弱～无水敏、弱～中等偏弱速敏、弱酸敏～改善、弱～无盐敏、弱～无碱敏。

1 开发现状

姬塬油田耿60 区块于2006 年试验建产，2007 年大规模建产，自2008 年开始加大注水开发力度，开发形势平稳。截止2012 年12 月动用含油面积63.87 km2，动用地质储量2 421.18×104t，目前油井开井280 口，井口日产液水平779 t，日产油水平536 t，综合含水31.2 %，平均动液面1 836 m；注水井开井85 口，日注水平1 620 m3。为实现该区块的高效开发，对其合理的开发技术及进行研究。

2 高效开发技术研究

2.1 井网部署技术及注水时机研究

2003 年底耿19 区块长2 油藏以正方形反九点布井，对9 个井组实施超前注水试验，实施效果明显。

根据该区块的开发经验，2006 年在耿60 区块长4+5 油藏采用300×300 m 正方形反九点注采井网超前+同步注水试验,井网井排方向为NE70°左右，井网密度11 口/平方千米。

应用成果：井网适应性好，油井见效均匀。

采用正方形反九点井网进行开发，区块见效程度逐年提高，截止目前全区油井见效195 口，见效程度68.9 %，平均见效周期11 个月；其中边井见效127 口，角井见效68 口，边角井见效比例1.87：1，见效基本均匀，油井见效增产幅度为12 %左右，整体见效特征为见效稳产且见效程度均匀，说明该井网适应油藏的开发需要（见图1，图2）。

图1 耿60 区块历年见效情况对比图

图2 耿60 区块油井见效特征示意图

应用成果：超前+同步注水政策，有效稳定单井产能自2007 年注水开发以来，该区块坚持超前+同步注水政策，目前全区共有水井88 口，控制油井283口，其中超前注水控制油井59 口，同步注水控制油井178 口，占总井数的83.7 %，为分析效果，选取油层物性相近的9 个超前、同步及滞后注水井组进行对比，结果表明，超前注水和同步注水政策，有利于提高单井初期产能，降低油田递减，且稳产后单井产能较高（见表1）。

2.2 储层改造技术研究

姬塬地区长4+5 油层埋深2 300～2 400 m，地层闭合应力高达30～32 MPa，选用高强度、低密度陶粒压裂是提高油层导流能力，延缓地层闭合速度，提高单井产能，减缓油井产量递减速度，延长油田稳产期的重要工艺技术措施。

应用成果：优选陶粒压裂改造油井储层，单井产能明显提高。

选取该区储层物性相近的6 组井进行对比，结果显示，采用全陶粒压裂和尾追陶粒压裂等压裂工艺技术改造储层，有效提高了试排试采产量及单井产能，保证了较好的稳产效果（见表2，表3）。

2.3 细化小层技术研究

注采层系的对应程度是注水油田稳产的关键因素，为完善注采层系，依据标准井和标准剖面，建立纵、横剖面，精细小层对比，为提高水驱控制程度，延长油井的稳产期打好基础。

应用成果：完善注采井网及层系，提高水驱控制程度。

表1 耿60 区块长4+5 油藏注水时机对比表

表2 耿60 区块陶粒压裂井与石英砂压裂井油层物性对比表

表3 耿60 区块陶粒压裂井与石英砂压裂井施工参数及试排试采数据对比表

耿60 区通过油井转注、注水井补孔等措施完善注采层系，水驱储量控制程度提高3.6 %，达到96.8 %，油井见效26 口，累计增油6 297 t；并根据储层对比结果，对9 口油井补孔措施挖潜，有效8 口，累计增油2 103 t（见表4，图3，图4）。

图3 耿60 区块转注见效井效果对比图

图4 耿60 区块水井补孔分注对应油井见效对比图

2.4 堵塞机理研究

针对耿60 区块长4+5 油藏陆续出现的油井堵塞现象，根据开发动态，结合静态和试井资料，开展堵塞机理研究，具体分三类（见表5）。

应用成果：堵塞井措施解堵，恢复油井产能。

表4 耿60 区块历年完善注采井网及层系见效情况统计表

表5 耿60 区块堵塞机理研究

根据堵塞特征对油井有针对性的开展措施，自2010 年开始措施试验，截止目前，该区累计实施油井措施解堵66 口，有效61 口，措施有效率92.4%，平均单井日增油1.38 t，累计增油11 667 t（见图5，图6，图7）。

通过以上技术政策的研究及成果应用，耿60 区块水驱状况基本稳定，油藏压力逐步上升，压力分布更趋合理，油藏递减减小，综合含水稳定，含水上升率低，油井见效均匀、见效程度高，井网适应性好，总体高效开发，油藏开发水平保持Ⅰ类（见图8，图9）。

3 结论及认识

图5 耿60 区地86-89 井采油曲线（Ⅰ类）

图6 耿60 区地94-88 井采油曲线（Ⅱ类）

图7 耿60 区地80-85 井采油曲线（Ⅲ类）

图8 耿60 区块历年水驱状况对比柱状对比图

图9 耿60 区块历年压力对比柱状图

（1）8 年以来的开发实践证明正方形反九点井网+超前和同步注水是耿60 区块长4+5 油藏稳产的关键技术。

（2）陶粒压裂较大程度提高了初期的单井产量，具有较好的稳产效果。

（3）优选措施井层，加大措施力度，根据堵塞机理有针对性地开展解堵措施。

（4）通过精细小层对比，采取补孔、分注等完善注采层系，并开展剖面治理，提高油藏水驱控制和动用程度，延长油藏低含水采油期，达到稳定单井产能，实现油藏高效开发的目标。

［1］ 李道品，等.低渗透砂岩油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［2］ 史成恩，潘增耀，等.特低渗透油田开发的主要做法［J］.低渗透油气田，2000，5（3）：57-69.

［3］ 胡文瑞.低渗透油气田概论［M］.北京：石油工业出版社，2009.