胡尖山油田胡154 区块长4+5 油藏精细综合治理研究

高永亮，王选涛，杨 鹏，孙 莉，任芸宏

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

胡尖山油田胡154 区长4+5 油藏属湖泊相三角洲沉积体系，主要储集砂体为水下分流河道，构造类型为东高西低的单斜构造。层间隔层发育，各小层之间的隔层厚度平均值为7.25 m，小层内出现的夹层密度平均50.4 %，油藏埋深2 173 m。储层孔隙结构复杂，以小孔细喉为主，平均喉道半径0.21 μm，分选系数2.33，孔隙度为11.1 %，渗透率为0.36×10－3μm2，平面上渗透率差异较大，非均质性较强，为特低渗岩性油藏。原油粘度2.3 mPa·s，饱和压力7.65 MPa，气油比71.1 m3/t，原始驱动类型属弹性溶解气驱。

1 油藏开发存在的问题

胡154 区长4+5 油藏经过两年多的开发，暴露出以下突出问题：

1.1 区块产量递减大，油井产能下降快

2009 年以前投产井在2009 年平均单井产能下降0.6 t，区块自然递减达29.7 %，低产井比例高（全区平均单井日产油2.3 t，其中日产油低于1.0 t 的油井占到26.1 %）（见图1）。

1.2 水驱控制程度低，注采矛盾很突出

部分区域见效程度低，水驱控制程度只有55.3 %，南部注采对应程度低导致部分油井低压、低产，有19 口油井由于压力保持水平64 %，平均单井日产油0.64 t。受微裂缝影响，区块出现NE85°、NE50°两种优势见水方向。注水井剖面上吸水不均，层间矛盾突出。

2 油藏精细综合治理研究及实施效果

图1 胡154 区2008 年投产满1 年井平均单井产能变化曲线

明确“优化采液强度、实施均衡驱替、提高油井产能、实现高效开发”的治理思路，重点实施补孔、分层注水和油井措施引效措施，缓解“平面、层间、层内”三大矛盾。

2.1 精细注采对应措施，提高水驱控制程度

胡154 区长4+5 油藏砂体非均质性强，层间隔夹层发育，小层平面分布不连续，部分井组注采对应性差，存在有注无采或有采无注。通过对该区515 口井重新细分小层，将该油藏细分为五个小层（长4+511、长4+512、长4+521、长4+522、长4+523），主力含油层为长4+521、长4+522，区块南部有6 口油井完全不对应，73 口井部分不对应。通过完善注采对应关系，实施注水井补孔50 口，油井补孔29 口，治理区域水驱控制程度由55.3 %上升到98.5 %，对应101 口井产量递减得到遏制并趋于稳定回升，42 口井见效显著，平均单井产能上升0.3 t，含水由36.0 %下降到35.1 %。

2.2 精细注水立体调控，提高水驱开发效果

根据阶段油水井动态反映出的问题，通过深部调驱、降压增注、合理小层配注等治理方式，提高水驱动用程度及水驱效果。

2.2.1 平面治理，确保层内均衡驱替 （1）明确思路，合理小层配注。在平面上决定注入水波及程度的因素是注水井的注水强度和油井的采液强度，所以注水井注水强度不但影响井网内对应油井产量，而且影响注入水的波及方向和程度；在探究渗流机理，确定合理的注水压力和注水强度的前提下，明确注采双向等强度调整的思路，把复杂问题简单化。共调整配注134 井次，其中调大配注127 井次，对应439 口油井中102 口见效显著，平均单井日增油0.21 t，累积增油1 542 t。

（2）深部调驱，遏制水线突进。胡154 区长4+5 油藏存在天然微裂缝，区块局部出现NE85°、NE50°两种优势见水方向，有29 口油井见注入水，导致注水平面波及失控，注水存水率及能量保持水平低，油井受效不均，严重制约对应井组油井产量和一次井网采收率的提高。在对油井见水方向及优势窜流通道研究分析清楚的基础上，开展注水井深部调驱试验，优选出适合的堵剂体系，优化堵剂用量及工艺参数；通过安172-25井试验，对应主向水淹井产液量及含水下降，侧向井受效日渐明显，对应井组日增油1.55 t，为下步该区块全面实施注水井深部调驱措施积累了经验。

2.2.2 层间治理，确保各层按需注水 针对长4+5 油藏层间矛盾突出的问题，开展酸化及分注措施，缓解了层间矛盾。对注水井压力高、层间吸水能力差异大、个别小层不吸水或吸水能力低达不到配注的井，实施酸化增注，提高吸水能力，确保注够水，同时便于提高分注调配的精度；实施注水井增注措施16 口，平均单井日增注18.5 m3。对注水井压力不高、层间吸水能力差异不大的井，实施桥式偏心等分注工艺53 口，通过测试，各层吸水均达到配注要求，实现了分层精细注水。

2.3 优化油井措施挖潜，有效发挥油藏产能

把提高单井产能和降低递减、提高一次井网的最终采收率结合起来，依靠油井合理采液强度制衡水驱，实现油藏科学高效开发。

2.3.1 实施油藏改造或解堵，实现合理的产能 采液强度不但影响油井产量，而且影响注入水的波及方向和程度。在确定合理的采液强度的前提下，明确井网内注水“等时当量水驱半径”，油井等当量强度采液、合理配产的思路，依靠油井合理采液强度来制衡平面水驱。对于油井新补孔层的改造措施，结合井网井距、裂缝规律、储层特征及油水井动态变化，优化油层措施方式，确定合理的加砂强度，避免人工裂缝与优势见水方向天然微裂缝的沟通，确保建立均衡的注水驱替系统，实现油井合理的产能。对于已开采层产能下降井，认真分析产量下降原因，研究采液指数降低机理；针对能量不足的井，通过合理加大压裂强度引效，降低注水驱替压力损失；针对已有的裂缝导流能力下降或近井带基质孔隙堵塞的井，实施复合酸化解堵或重复压裂措施引效。共实施油井酸化措施22 口，平均单井日产液由1.09 m3上升到2.58 m3，平均单井日增油0.91 t。

2.3.2 对见注入水油井堵水，遏制方向性水窜 对于注入水淹油井，进行窜流通道研究，开展油井堵水试验，优选出适合的堵剂体系，优化堵剂用量及工艺参数；安161-42 井实施堵水前含水100 %，Cl-含量23 345 mg/L（油层水Cl-含量123 100 mg/L），动液面1 781 m，堵水一个月后含水降为55.0 %，日增油0.66 t，遏制了注入水方向性水窜，不但恢复了水淹油井的产能，而且提高了注水存水率、能量保持水平及注水效率，保障了平面上油井均匀注水受效。

2.4 油藏精细综合治理取得的成效

2010 年，通过对胡154 区块长4+5 油藏精细研究，实施油藏综合治理，截止11 月底，取得了以下显著成效。

2.4.1 油井产能日趋稳定，实现了“01 工程”目标 区块年初的自然、综合递减率为29.7 %，11 月底自然递减为19.3 %，综合递减为16.6 %，且呈持续下降趋势；纯老井（2009 年以前投产井）日产油量稳步上升，与2009 年相比，平均单井日增油0.12 t，提前超额实现了长庆油田公司下达的2010 年重点治理区块“01 工程”目标。

2.4.2 水驱状况得以改善，保障了注水均衡驱替 通过注水井增注、补孔、分注和油井措施引效等工作，区块水驱控制程度由90.4 %上升到94.9 %，提高了油藏注水存水率和注水效率。

2.4.3 地层压力持续恢复，提高了油藏驱替能量 与2009 年相比，区块主向井平均地层压力由14.9 MPa 上升到15.3 MPa，侧向井平均地层压力由13.8 MPa 上升到15.1 MPa，地层压力保持水平达到96.1 %。

3 结论

（1）先期的储层评价重于后期的治理，要注重储层地质规律、裂缝规律及渗流规律的研究，优化井网井距，优化不同方位油井的压裂裂缝长度和加砂强度，优化注水及采液强度，避免“先天不足”导致“终身治疗”。

（2）油藏综合治理首先要精细地质研究，确保油水井生产动资料的准确性；重在确立科学的思路，提高水驱储量控制及动用程度，通过精细注采双向调控措施，建立高效、均衡的注水驱替系统，提高注水存水率、油井产能和最终采收率。

（3）通过油井测压显示油藏平面上能量分布不均是由两方面造成的：一是由油藏的非均质性导致的，二是由注采井距关系、人工裂缝的长度及方位决定的；在注水井合理注水强度及注采比的前提下，只有通过对井网内注水受效差、测压显示油层压力低的油井进行优化压裂，才能降低方向性驱替压力损失，提高方向性油层压力和油井产能；而不是为了对某口低产井下步措施“进行培养”，盲目的提高注水井压力，往往会造成注水井平面上反复调整导致水驱不均；所以要实现由“被动培养”到“主动引效”的转变。

（4）值得建议的是，有必要大幅度降低油水井测压工作量，可以大幅度减少井下作业工作量，提高油井采油时率，降低综合生产成本。

［1］ 阎庆来，等.低渗透油层渗流机理研究［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［2］ 闫存章，李阳，等.低渗透油田开发技术［M］.北京：石油工业出版社，2010.