X291长62油藏见水规律及治理对策

2017-06-08孙典豪

石油化工应用 2017年5期

关键词：水驱单井含水

王军，吕媛，杨帅，陈军，孙典豪

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

X291长62油藏见水规律及治理对策

王军，吕媛，杨帅，陈军，孙典豪

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

X291长62油藏处于中低含水期，总体含水稳定，但是随着采出程度加大，受储层非均质性和裂缝发育影响，逐渐暴露出水驱状况逐年变差、含水上升较快、递减加大等问题，为了降低递减，提高油田整体开发水平和经济效益，不断完善开发技术政策和总结精细注采调整技术，缓解平面和剖面矛盾，对研究区的稳定、高效开发奠定基础，具有非常重要的现实意义。

X291长62油藏；见水机理；治理技术

X291长62油藏位于陕北斜坡中部，为一平缓的西倾单斜背景上发育的多组轴向近东西向的鼻状隆起构造，油藏类型为岩性油藏。主力含油层系长62层，以三角洲前缘水下分流河道沉积为主，砂体走向近于北东～南西向，呈条带状展布；储层为粉细～细粒岩屑质长石砂岩，颗粒分选中等～好，孔隙度发育中等，平均渗透率0.5 mD，属于超低渗透储层[1，2]。

X291长62油藏于2012年滚动建产，施行同步注水开发，该油藏非均质性较强，渗透率级差较大，在开发初期均经过压裂改造。目前油井开井50口，日产油60 t，动用含油面积4.94 km2，动用地质储量251.94× 104t，采出程度2.58%，水驱动用程度53.5%；水井开井18口，单井日注26 m3，累计注采比2.91。

1 见水规律及受控因素分析

1.1 见水现状及规律

根据《油藏工程管理规定》，油井按含水级别可以划分为：fw＜20%，为低含水期；20%≤fw＜60%，为中含水；60%≤fw＜90%，为高含水；fw≥90%，为特高含水。通过统计表明，截止目前（2016年6月），X291油藏72%的油井已见水（含水>20%），这类井均在投产初期见水，18%的油井位于构造低部、边部，储层电阻率、含油饱和度、油层厚度明显降低，这一带油井见水均为见地层水；12%的油井初期含水为30%～40%，中期发生暴性水淹，导致该油藏损失产能15%，为典型的裂缝型见水，这类井主要分布在油藏中部裂缝带主方向上；70%的见水井为孔隙-裂缝型或孔隙型见水。X291长62油藏目前处于中低含水期，综合含水由2015年12月47.5%上升至2016年7月的56.4%，本段时期主要工作是搞好层间产量接替和平面注采强度调整，扩大注入水的波及体积，确保油田高产稳产（见表1）。

表1 X291长62油藏见水井动态特征

1.2 受控因素

1.2.1 储层非均质性 X291长62油藏平均渗透率为0.5 mD，变异系数以0.4～0.6为主，突进系数以2～3为主，渗透率级差数值大部分在7以上，占65%，渗透率的最大级差达30，级差平均值为11，该区长6储层非均质性程度为中等～强。储层渗透率不均，导致注入水沿渗透率高的方向流动，而渗透率较小的方向注水波及较少，注水效果较差。

1.2.2 注水井吸水状况差异受沉积韵律和沉积相带的影响，注水井吸水状况差异较大。截止2015年11月底，X291油藏共测试吸水剖面37井次，其中吸水均匀的有21井次，吸水不均匀的16井次，比例达到43.2%，统计17口注水吸水剖面，注水井射开32段，其中10段吸水状况较差，占30.5%，因此，控制高渗区注水量和注水强度，增加中低渗透段吸水强度是保持注入水驱替均匀，控制对应油井含水上升的关键。

1.2.3 隔夹层发育主力开发层长622砂体厚度大，夹层发育，类型以钙质夹层为主，横向延伸距离为1～2个井距。通过对主力开发区60口井夹层统计，单井夹层数平均为3.1层，单井累计夹层厚度平均为3.2 m；单井最大夹层数5层，最大单井累计夹层厚度9.6 m，夹层密度平均13.5%，夹层频率为0.08层/米。相关开发经验表明，周期注水的效果与夹层发育程度存在负相关的关系，所以，目前17口注水井中10口采用分层注水，一定程度上改善了这一问题。

1.2.4 储层发育裂缝及潜裂缝裂缝性见水油井的见水特征为：水线推进速度较快，从见水到高含水阶段平均周期较短，见水后液量、液面、压力上升明显；对应注水井停注后液量快速下降，对注水井反应敏感。这类井普遍为见注入水。该区域X294-39、X294-37、X296-41、X298-39、X296-39相继发生水淹，通过动态验证确定X291油藏发育NE45°裂缝，注入水沿裂缝与油井沟通，导致迅速暴性水淹。目前在该方向上已发现4条水线。

2013年对X298-38井组开展示踪剂测试，测试结果显示油藏南部除在NE45°方向水线推进速度较大外，X298-38-X299-37方向推进较快（见表2），可以说明该方向为水驱优势方向，2016年5月该井发生暴性水淹，液量由1.8 m3上升至8.5 m3，含水突升至100%。X298-38初期注水压力为6 MPa，后不断上升至10 MPa，X293-37水淹后油压降至8.5 MPa。说明这一方向存在潜裂缝，注水压力不断升高迫使裂缝开启。

2016年4月X296-40检串停注，停注后X297-41液量含水均明显下降，5月开注后发现新296-39含水上升至100%，后对该井进行停注验证，停注后，X296-39含水逐渐下降（见图1），证明了之前所提到的NE45°方向存在裂缝的结论，但是除此之外发现X297-41液量含水依旧在下降，这充分说明X297-41注水见效，受X296-40影响比较大，该方向也是水驱优势方向，存在改造裂缝的可能性很大。

表2 X298-38井组对应油井动态监测情况表

图1 X297-41，X296-39注采对应曲线

2 治理对策及效果

2.1 精细平面注采调整，均衡平面水驱效果

X291长62油藏受储层非均质性影响，注水平面受效不均，导致平面压力分布和产液水平不均，需均衡油藏的见效程度和平面压力分布，油藏中部优势方向上油井注水见效快，产液量高，需进行控液生产，以降低含水上升速度。

2015年为均衡平面水驱，提高单井产量，提出强化注水4井次，在含水上升井组对应井弱化注水1井次，单井日增油0.48 t，累计增油402 （t见表3）。2015年实施以压裂为主的油井措施共12口，初期平均单井日增油1.5 t，截止2015年底平均生产3个月日增油0.93 t，累计增油1 456 t，但措施后由于注水效果提高，油井含水上升14%（见表4）。2016年该区域实施暂堵压裂2口效果明显，实现日增油1.92 t。

针对平面受效不均单元，实施主向控液和侧向引效措施，扩大注入水的波及体积，均衡油藏的见效程度和地层压力分布。西部低产区注采比偏大，可以对X292-36、X294-36井下调配注；而对于侧向上的油井如X295-39、X295-37、X297-38，目前注水见效不明显，液量含水均比较低，可以进行措施提液。

2.2 加强剖面治理，改善水驱状况

2.2.1 化堵调剖 X291区目前由于储层裂缝发育、物性差异大所形成的注水井吸水剖面不均、尖峰状吸水剖面，对油藏的开发带来了不利影响。2015年针对NE45°水驱优势方向，实施堵水调剖3口，目标油井液量液面均呈下降趋势。当年实现单井日增油0.26 t，累计降水3 295 m3。

2016年X291长62油藏实施化堵调剖3井次，对比措施前注水压力由8.3 MPa上升到9.8 MPa，表明裂缝得到有效封堵，对比吸水剖面发现剖面得到了很好的改善，实现日增油2.64 t。

2.2.2 暂堵酸化指状、尖峰状等不均匀吸水，实行暂堵酸化，X291油藏吸水剖面测试共有11井次指状、尖峰状吸水。

2015年6月对X292-36进行暂堵酸化，措施前该井为尖峰状吸水，措施后为均匀吸水，吸水厚度由4.4 m上升到9.7 m，措施效果明显；该区X294-34、X292-38吸水不均匀，建议进行暂堵酸化，增加吸水厚度，提高水驱效率。

2.2.3 选择性增注对主力层多段动用吸水剖面表现为一段或两段不吸水井进行选择性增注，改善吸水剖面。

2012-2015年对研究区5口注水井压力高的井进行酸化增注，2口井进行电脉冲解堵增注，平均油压由11.06 MPa下降到7.6 MPa，措施效果明显。

通过注采调整和剖面治理，X291长62油藏水驱情况得到了很好的改善，2016年6月，对比2015年吸水剖面均匀吸水比例由50%上升到75%，水驱动用程度由52.8%上升到53.9%，平均单井吸水厚度由7.75 m上升到8.0 m，含水上升率由2015年6月7.5%下降到1.2%，阶段综合递减由2015年6月的0.6%