靖安油田长6油藏稳产技术对策研究

曹生刚 李林峰 黄克仓 李洛锋 贾艳刚（长庆油田第三采油厂 陕西 延安 717500）

一、地质概况和开发概况

1.地质概况

靖安油田某作业区区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中东部，构造底层平缓，为一平缓的西倾单斜（地层倾角小于1°），在单斜背景作用下发育了多组宽缓的鼻状隆起构造。***作业区长6油藏均以低渗—特低渗为特征，微裂缝发育。该区为典型的三低油藏，原始地层压力为10.27 M p a，平均孔隙度为11.6%，平均渗透率为0.64*10-3u m2，储层物性差。

2.开发现状

目前该采油作业区主力开采层为三迭系延长组的长612、621、622三个小层，油井总数543口，正常开井508口，目前日产液1243 m3，日产油616 t，单井产油量1.20 t，综合含水46.8%；注水井183口，日注水5704m3，单井日注水31m3，月注采比3.87。

二、长6油藏稳产面临的主要问题

1.综合含水不断上升，稳产难度增大

图1 某作业区区历年综合含水和含水上升率曲线图

长6油藏从2002年投产开发，至今已经有11个年头，随着开发时间的延长，采出程度不断增大，累计注水量不断的增加，长6油藏的含水随之明显上升。2007年-2013年油藏综合含水38.3%↑46.8%。尤其是南部区块，由于该区块本身先天条件水饱高，自2009年投产后就是高含水，而且目前含水仍持续上升中，采出程度高，含水上升压力显著增大。油井出水后增加了液体相对密度，从而增大井底油压，使油井出油更加困难，稳产难度加大。

2.低产井所占比例过大，治理难度大

长6油藏是同区域地质条件最差的油田，该区块的油藏储层厚度、有效厚度及有效厚度百分比都是最差的。低产井的存在，严重制约着油田的发展，既是油田稳产的难点，在另一方面又是措施治理的接替带。按全厂小于2 t井为低产井，该区低产油井为391口，占总井数的76.8%，产能占53.2%，除了东南部高产区和零星点缀的高产井外，基本都是低产井。与2012年相比较，液量整体下降，特别是中部注水长期不见效区。

图2 某作业区长6油藏2012年12月与2013年9月液量分布对比图

边部油井，由于油层物性差，非均质性强，难以建立起有效的压力驱替系统，地层能量偏低，措施时机又不成熟，措施后不能达到预期效果，导致产能损失较多。

如何利用好低产井，提高其产能，是长6油藏稳产面对的一大难题。

3.地层堵塞严重，历年措施井递减较大，稳产要求高

随着油井生产时间的加长，油藏流压呈现下降趋势，地层堵塞显现。见水井增加，使注入水绕道而行，在地层中可能出现水圈闭的死油区，从根本上降低了采收率；特别是注入水在油井中被采出，造成储层结构破坏，造成油井出砂，地层堵塞加剧。

在油藏开发的不同阶段，油井堵塞的机理不同，措施后效果也不同。***作业区区典型的三低特征，使措施后增油量在数量上有限，加大稳产难度系数。

4.地层压力整体稳定，平面仍然不均

近年来地层压力缓慢上升，目前平均地层压力10.8 M Pa，压力保持水平105.2%。 与2012年相比，压力基本保持稳定，平面上仍然保持中间高，边缘低的特征，南部新井压力保持水平仍较低。从测试分层测压情况来看，长61比62层压力高0.50 M p a。

图3 某作业区长6油藏2012年和2013年长6油藏压力分布对比图

图中显示：油藏在平面上能力分布不均，中部和东南部压力较高，且有增大的趋势，而主侧向的压力差异性逐渐变大。同一注采单元内部，注入水沿着主应力推进明显，主向油井压力高，侧向油井则压力保持水平较低。

三、长6油藏稳产技术对策研究

稳产总体思路：以精细注水为核心，合理注采比，以油井动态反应为依据，适当微调配注。推广应用多氢酸酸化解堵技术的应用；开展油井堵水实验，探索油水双向治理方向；紧抓水井剖面治理重点，大力实施增注、调剖、改分注；全面推广应用西南部高渗带整体化堵调驱技术的应用。

1.精细整区块油田注水，注水工作从“注够水、注好水、有效注水”向“精细注水”发生根本性转变。

在采取“整体温和、局部调整、边部强化”注水政策的同时，加大对注水井的治理工作。

结合油藏不同部位的动态反应特征，对产液产油下降、油井供液能力变差的中部、边部加强注水；对油藏保持平稳的东南部区域，保持目前的开发注水正常不变；对局部液量不均衡，存在含水上升压力的南部，适当弱化注水。

2013年共调整配注54井次，其中上调配注309方，下调配注60方，合理了注采比。调整后的南部区域含水上升趋势得到遏制；而液量下降的区域则恢复了液面，液量也有所恢复。通过精细调整注水，弱化了不同部位的注才矛盾。

2.加强深部调驱工作，均匀水驱方向，提高了水驱效率和水驱动用程度，增大水驱波及面积。

由于长6油藏储层物性差、非均质性差，层间、层内矛盾突出，注入水沿高渗透层和裂缝突进，形成裂缝性渗流，引起油井含水上升乃至水淹，导致油井产能下降，严重影响稳产水平。为恢复油井产能，降低油井含水，从2008年开始实施化学调剖堵水，共实施74井次，历经从单点孔隙性堵水实验到沿裂缝线连片整体化堵。2013年，实施化堵6各井组，使区域油井含水降低，延长了油井见水时间，提高了采收率，控水增油效果明显，其对应井组日增油16.4t/d。

3.开展措施引效工作，优化油井措施选井依据。

根据历年在某作业区实施措施的情况，摸索措施适应性，细化选井的根据，结合测井、试油资料、初期产能及动态反应特征，精选措施井，有力地确保措施有效率。通过油井措施，解除地层堵塞，释放地层能量，提高了单井产能。

表2 2013年压裂措施效果对比表

2013年22口油井实施“暂堵+多氢酸+负压返排”酸化解堵工艺，实施有效率达100%，单井增油1.02 t，有效解决了地层堵塞造成的产量下降，极大的幅度的提高了油井产能。另外，2013年开展压裂实验，进行油井压裂6井次，日均增1.77 t。

4.改善油藏剖面水驱状况，提高水驱动用程度。

受长6油藏剖面非均质性的影响，注入水沿着高渗透层和裂缝带突进，引起注水井吸水剖面不均匀现象仍较突出；同时由于剖面物性差异和注水连通情况影响，导致油井各个层位产液不均。

以提高油藏剖面动用程度，改善油藏水驱效果为中心，水井剖面治理共实施45井次，其中降压增注8井次，措施后油套压下降1.5/1.6 M Pa,累计增注7101m3，酸化调剖13井次，调剖后2口可对比井吸水厚度由10.52 m↑15.85m。

表3 某作业区油藏2013年剖面治理效果表

2013年坚持实施有利于降低自然递减的注水井措施，加强剖面治理工作，以油藏为单元，围绕着降低自然递减的目标，开展油藏整体剖面治理工作，提高注水的效率。

结论和认识

1.通过差异化油藏管理，分区域的制定合理的开发技术政策，针对不同区域的特点，精细注采调整，是油田高效开发。

2.精密监测油水井动态反应，加强油水井动态分析，及时进行动态调整和实施措施。

3.规模开展混合水体积压裂措施，提高单井产量。