七棵树低渗油藏含水快速上升影响因素及对策

赵海波，李 朋

(中国石油化工股份有限公司 东北油气分公司，吉林 长春 130062)

七棵树低渗油藏含水快速上升影响因素及对策

赵海波，李 朋

(中国石油化工股份有限公司 东北油气分公司，吉林 长春 130062)

针对七棵树油田产液结构不均衡及含水上升过快的开发中存在的问题，从生产动态数据和油水井监测资料入手，以中心井组高含水油井为治理对象。对储层非均质性、裂缝强度、井网井距、油井采液强度等因素进行分析，明确了主要影响因素。针对采液强度不均(最大1.19 m3/m·d，最小0.5 m3/m·d)而导致的平面矛盾情况(前缘水线突进速度最快37.4 m/d，最慢的为13.8 m/d)，提出了区块采液强度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d的参数调整建议。根据油层渗透率、地层温度和地层流体性质，以及裂缝特征和发育规律，结合调剖剂的机理，制定了泡沫体系选择性封堵方案，预测注入0.4 PV泡沫体系时，提高采收率1.5%，单位操作成本降为234.04元/t。

七棵树油田；采液强度；平面矛盾；选择性封堵；波及体积

1 七棵树油田开发中存在的主要问题

七棵树油田构造上位于梨树断陷中央构造带车家窝堡构造圈闭内，西邻十屋油田，东南与秦家屯油田相邻。主要含油砂体为沙河子组一段的2、3号砂体和沙河子组二段的2号砂体(即5号砂体)，计算含油面积7.92 km2，石油地质储量245.36×104t，标定采收率17.33%。储层平均渗透率3.75×10-3μm2，平均孔隙度10%,为典型的低孔特低渗透油藏[1,2]。截止到2016年12月七棵树油田油井开井44口，水井开井25口，日产液132.06 t/d，日产油73.9 t/d，综合含水44.04%，年自然递减率18.01%，综合递减率18.89%,含水上升率4.74%，月注采比1.51,累积注采比1.09。

1.1储量动用不均衡

七棵树油田储量动用程度为72.87%，其中SW8区块为81.98%，SW10区块仅为50.24%，储量动用不均衡，平面上主要是由于按照方案设计SW10南部区块无注水井点，多口水平井有采无注，导致储量动用程度低；纵向上通过对全区11口水平井潜力摸排发现普遍存在钻遇率低、层间动用差异大的情况。

1.2产液结构不均衡

参考国内外油田的含水划分标准，按照4个含水级别，含水小于40%，40%～60%，60%～90%，大于90%，对七棵树油田全区开井的40口油井进行含水分级[3]，截止到目前，高含水井数9口，主要位于构造中部SW8中心井组，特高含水井数7口，高含水井、特高含水井比例40%，这部分井占有33.38%的产液量比例，产油量比例却只有13.77%，是调整治理的重点。

1.3含水上升速度快

含水的变化可以分成三个阶段(见图1)，第一阶段是2011年以前，产建阶段，投产初期含水较低；第二阶段为2011—2013年，注采完善阶段，注水效果开始显现，含水略有上升；第三阶段为2013年以后，进入全面注水开发阶段，初期大量分注及调整工作含水略有下降，随后含水上升速度明显加快，2013年到2015年，2年含水上升18个百分点，平均年含水上升值9.3%，这一阶段的平均含水上升率7.13%，是同类油藏的2倍左右。

2 主要影响因素分析

2.1储层非均质性的影响

1)纵向非均质性

对全区有静态数据的油井渗透率级差进行统计，结果为1.6，油层纵向非均质较弱，开发过程中，部分井存在单层突进现象，从2013年开始对水井进行分注，目前七棵树油田16口开井水井中10口分注。以SW8-8井组为例(见图2)，2、3号小层渗透率级差1.84，历年吸水剖面变化大，2014年9月对SW8-8实施分注，分注后吸水剖面显示层间吸水情况趋于平衡。

2)平面非均质性

根据示踪剂监测结果显示，SW8-8井组油水井具有较好的连通对应关系，但由于注入水长期冲刷加剧了储层平面非均质性，使油、水井间平面前缘水线突进速度相对差异较大(见表1)，最快达到37.4 m/d，最慢的为13.8 m/d，同一井区不同方向上油井含水差别很大，可达30%以上。

表1 SW8-8井组对应油井动态监测情况表

2.2裂缝强度

井区内进行压裂裂缝实时监测的井共6口，监测解释结果显示该区压裂产生的主裂缝均为北东向，从示踪剂拟合的结果来看(见表2)，裂缝的存在，改变储层的渗透方向和能力，影响了地下油水运动规律，形成注入水的低效无效循环通道。

表2 SW8-8井组示踪剂拟合结果

同时裂缝对隔层也有较大影响，即使岩性上封隔能力很强的隔层，当存在裂缝时，也可以降低甚至失去其封隔能力，甚至出现窜层，以SW8-4-2井为例，SW8-8井对其沙河子组2、3号小层注水，由于裂缝的存在，导致注水水窜逸到基底，SW8-4-2井基底分层含水达到95.4%，成为主产水层。

2.3井网井距

根据SW8-8井组试采特征，将试采设计的正方形反九点井网调整为150 m×450 m菱形反九点井网，井排方向与裂缝方向平行。设计井网可延缓了角井水淹时间，增加了边井受效程度，由于放大了裂缝方向的井距，可提高压裂改造规模[4]。但在老井网存在的条件下，形成了固定流线导致注入水低效循环，井间存在较大的剩余油滞留区。

2.4采液强度

通过功图折算出井组内各油井泵的实际排量，计算出每米油层的采液强度(见表3)，其中采液强度最大的SW8井达到1.19 m3/m·d，是最小的SW8-6-4井的2倍以上。

3 治理对策及可行性分析

通过分析认为最重要影响因素为平面矛盾，而采液强度不均衡和优势渗流通道形成是平面矛盾的主导因素。确定高含水的治理方向应以水动力学方法引导水线方向、扩大波及体积的均衡对策为主。

表3 SW8-8井组油井采液强度计算结果

3.1油井参数优化

通过注采系统调整等方式，控制高渗透方向的注水量和产液量，改变液流方向，加强低渗透方向的注水产液强度，通过平面上的注水产液结构调整，实现各方向上的均衡开采，改善井区及整个开发区的开发效果[5,6]。整个区块平均采液强度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d，井组综合含水率下降6.29%，预计全年节省电费3.4万元(见表4)。

表4 SW8-8井组油井调整前后采液强度计算结果

3.2选择性封堵改变水驱方向

目前仅靠优化生产参数主要降低了主流线上的注入水推进速度，改变水驱方向需选择性封堵大孔道[7]。 空气泡沫调堵体系利用空气加起泡剂经气液接触后产生泡沫作为调剖剂,增加了高渗透条带的流动阻力，从而提高了波及体积。通过室内岩芯流动实验或半经验公式，可以确定不同渗透率油层可进入的聚合物分子量上限[8]。

对于七棵树低孔特低渗透油藏来说，孔喉中值半径平均1.55 μm。为了使聚合物不堵塞基质岩心孔隙，应选用1 200×104高分子量聚合物，同时辅助起到封堵裂缝作用，又因为聚合物的加入会增加体相粘度，起到稳泡作用[9,10]。依据现场经验及室内实验泡沫封堵体系选择注入0.4 PV。

1)调剖剂用量计算

调剖剂用量Q计算公式为：

其中：re为控制半径，是水井到周围油井的距离的平均值，H为有效厚度。

注入0.4 PV泡沫时，SW8-8井所需调剖剂用量为4 012.17 t。

2)累积增油量及措施有效期计算

累积增油量的确定与原始储量和注入泡沫体系配方所提高采收率的幅度值相关，二者乘积即为所求的累积增油量值。依据现场经验及室内实验注入0.4 PV泡沫体系时，提高采收率幅度值为1.5%，累积增油量2 572.48 t。

3)单位成本计算

基于发泡剂、聚合物的封堵体系的用量及增油量计算吨油成本(见表5)。计算的单位成本为234.04元/t。

表5 SW8-8井泡沫封堵措施单位成本计算

4 结论

1)七棵树油田产液结构不均衡，含水上升速度快，高含水井主要集中在SW8中心井组。

2)高含水主要影响因素为平面矛盾，而采液强度不均衡和主流线上优势渗流通道的形成是平面矛盾的主导因素。

3)通过参数优化改变主流线上注水强度，区块平均采液强度由0.76 m3/m·d下降至0.56 m3/m·d，井组综合含水率下降6.29%，预计全年节省电费3.4万元。

4)提出依靠泡沫体系选择性封堵来改变液流方向扩大波及体积的建议，预测累计增油2 572.48 t，计算单位成本234.04元/t。

[1] 曾威, 张敏, 刘海钰. 梨树断陷秦家屯-七棵树油田原油饱和烃地球化学特征研究[J]. 石油天然气学报, 2013, 35(5):23-27.

[2] 李丁, 庄华, 张晓明,等. 七棵树油田低孔低渗砂岩储层的测井评价[J]. 世界地质, 2013, 32(3):558-563.

[3] 孙京一, 王潍, 李明松. 两级节流技术在七棵树油田的应用[J]. 重庆科技学院学报:自然科学版, 2013, 15(4):41-43.

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

[5] 杨田志. 油田开发中后期高含水油藏堵水调剖工艺研究及应用[D].北京： 中国石油大学, 2007.

[6] 单五一. 营8区块剩余油分布及低效循环井层识别研究[D]. 大庆：东北石油大学, 2012.

[7] 王艳婷. 萨北油田开发后期储层大孔道的识别与治理方法研究[D].大庆： 东北石油大学, 2012.

[8] 刘长贵. 一种新的调剖堵水处理半径计算方法[J]. 科学技术与工程, 2012, 12(36):9950-9952.

[9] 耿小烬, 范洪富, 罗幼松,等. 泡沫驱机理实验研究进展[J]. 重庆科技学院学报:自然科学版, 2011, 13(4):10-13.

[10] 冯其红, 张安刚, 姜汉桥. 多层油藏调剖效果动态预测方法研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2011, 33(4):130-134.

InfluencingFactorsandCountermeasuresofRapidIncreaseofWaterContentinQikeshuLow-PermeabilityOilfield

ZHAO Hai-bo, LI Peng

(Northeast Oil & Gas Branch, SINOPEC, Changchun 130062, Jilin, China)

In the Qikeshu oilfield, the problem of unbalanced liquid production structure and excessive water content rising was analyzed. According to the production dynamic data and oil and water well monitoring data, the high water cut wells in the central well group were treated. Through analyzing the factors such as reservoir heterogeneity, fracture strength, well spacing, well strength and so on, the main influencing factors are clarified. By analyzing the plane contradiction (the fastest advance of the front line is 37.4 m/d and the slowest is 13.8 m/d) caused by the unevenness of the liquid (maximum of 1.19 m3/m·d and the minimum 0.5 m3/m·d, the liquid decreased from 0.76 m3/m·d to 0.56 m3/m·d is proposed. According to reservoir permeability, formation temperature, formation fluid properties, fracture characteristics and development law, combined with the mechanism of profile control agent, a foam plugging scheme, we forecast the effect and the input-output situation of the project. The predictive injection of 0.4 PV foam system improves the recovery rate of 1.5%, and the unit operating costs reduced to 234.04 yuan/ton, which has guiding suggestion for the economic development of Qikeshu Oilfield.

Qikeshu oilfield; strength of liquid; plane contradiction; selective blocking; swept volume

TE357

B

1008-9446(2017)05-0001-05

国家科技重大专项(西非深水油田注采参数优化及单井产能预测研究): 2011ZX05030-005-04；中国石油化工股份有限公司油气开发重要先导项目(腰英台油田CO2驱油先导试验动态分析及评价): KF-2010-18

2017-02-09

赵海波(1970-)，男，吉林长春人，助理工程师，主要从事油气田开发工程相关的研究工作,E-mail：zhaohb.dbsj@sinopec.com。