低渗油藏低速低效原因及提高采收率方向研究

摘要：现河庄油田河51单元以三角洲前缘滑塌浊积砂体为主，受沉积、物性及井网等因素影响，目前区块采油速度、采出程度均较低。本文在分析影响区块采收率因素的基础上，提出了具体的对策，主要是通過大修打捞、贴堵、增注、压裂等手段完善井网、恢复能量，从而提高油井产能，以及加强套损井治理、酸化增注工艺技术以及水井下分层技术来提高有效注水，从而确保井网长期有效，提高水驱控制和动用程度，不断扩大水驱波及，最终实现剩余油的均衡驱替，从而有效提高区块采收率。

主题词：套损井；采收率；水驱控制

1.区块概况

河51区块位于东营凹陷中央隆起带西段，含油面积2.49km2，地质储量498×104t，标定采收率9.8%。为东西和南北两条断层所夹持的反向屋脊式断块，地层为从西北向南东方向逐渐抬升的单斜，倾角大约为5-8°。储层是东营三角洲自东南向西北不断推进，在古地形低洼区形成深湖-半深湖相三角洲前缘滑塌浊积砂体，自上而下发育沙二下稳、沙三上、沙三中、沙三下，其中沙三中为主要含油层系。纵向上划分17个含油砂体，分布均不连片，其中沙三中1、2小层分布面积较大，为主力小层。非主力小层分布面积小，呈零星点状分布。平均孔隙度为18.6%，平均空气渗透率为23.8×10-3μm2。最大孔喉半径3.14μm，孔喉半径平均值1.15μm，变异系数0.7，均质系数0.33。

单元自建产以来共经历了四个阶段：1987-1993.7月滚动建产阶段、1993.8-2002.1月相对稳产与递减阶段、2002.2-2008.12月滚动扩边阶段、2009.1至目前的精细治理完善阶段。目前单元开油井12口，日液水平55吨/天，日油水平21吨/天，综合含水61.9%，动液面1712米，采油速度0.15%，采出程度8.5%，总水井9口，开水井5口，日注水平71方/天，月注采比1.2，累积注采比1.31，地层压力18.1兆帕，自然递减2.3%。

2.低速低效成因分析

2.1水井井况造成局部储量失控

河51区块水井井况问题较为突出，总水井9口，其中2口带病注水， 4口因井况问题造成停注，影响水驱储量59.9万吨，导致油井供液不足，低效生产。

2.2区块地层能量保持水平低

受水井井况及水井欠注的影响，区块近年来测试沙二下稳、沙三段油井地层压力平均值分别为15.1MPa、18.1MPa，压降分别为21.9、28.9MPa，地层能量保持水平较低。统计区块12口油井的动液面，油井动液面均较深，基本在1700米以下，严重供液不足。

2.3储层纵向上动用不均衡

纵向上，受层间非均质性和油水井合采合注的影响，区块各小层动用差异较大。从沙三中储层来看，沙三中1采出程度最高，而沙三中2采出程度低，仅4.2%。

3.提高采收率方向

通过分析区块在油藏、工艺等存在的问题，主要依靠大修打捞、贴堵、增注、压裂等手段完善井网、恢复能量，从而提高油井产能；工艺配套方面通过加强套损井治理、酸化增注工艺技术以及水井下分层技术来提高有效注水，从而确保井网长期有效，提高水驱控制和动用程度。

3.1油水井大修、扶停、层系归位，完善注采井网

针对区块井况等原因导致的储量失控问题，通过大修打捞、扶停治理，完善井网，恢复储量控制。如河51-斜137水井2013.1月找漏4.21-15.54米套漏，卡封注水，2016.8月停注，停前泵压27MPa，油压17MPa，套压16MPa，日注71m3/d，封隔器长期失效，油井供液不足。于2017.4.3检换开作，初期日注41m3/d，目前日注40m3/d，对应油井河51-斜100见效，日增油1.4吨/天。

3.2工艺技术配套，提升有效注水

针对区块部分水井套损带病注水造成无效注水的问题，下步通过套管贴堵治理，提升有效注水。如河51-斜136井套漏一直卡封注水，有效期短。为提高有效注水，由于该井套漏时间长，因此对该井实施了水泥固井贴堵技术，下入贴堵管，将堵剂注入套管与贴堵管环空，构筑双层封堵屏障。初期日注水量30m3/d，目前日注水量50m3/d，对应油井河51-斜131见效，日增油量1.5吨/天。

3.3水井增注，补充地层能量

针对水井结垢、机杂堵塞等的不同欠注原因，加强堵塞机理论证，优化酸化配方，采用盐酸和土酸体系解除机杂垢堵塞，“泡洗酸排”四步法优化酸化工艺，实施分类增注工艺技术配套，补充地层能量。从历史注水见效情况来看，注水见效后，油井平均单井产能提升1.5倍。目前针对水井欠注造成地层能量不足的问题，需进行增注补充能量，恢复油井产能。

3.4实施分层注水，均衡水驱

河51单元非均质性较强，各类油层在层间、平面内有很大的差异性，每口井有几个或十几个小层进行开采，渗透率差异大，层内、层间矛盾十分突出，注水过程中的单层突进和舌进现象明显，导致注入水推进不均匀。因此分层注水显得非常必要。针对区块目前纵向动用不均衡的问题，利用测调一体化技术对部分水井实施分层注水，提高分注率，均衡纵向水驱。同时，针对该区注入水矿化度高，注水井结垢严重，造成测试遇阻及地层堵塞等问题，采取地面防垢、除垢对策，在注水站安装防除垢效果较好的超声波防除垢仪。

3.5油井压裂适配井网，提高产能

随着开发时间延长，储层物性整体变差，自然产能明显下降，合理的储层改造技术成为增储上产关键。由于区块储层埋藏深、温度高、破裂压力高，储层非均质性强，常发育微裂缝，施工中易产生多裂缝，难以形成有效的主裂缝，导致压裂液滤失大、易砂堵。砂泥间互、油水共存，压裂工艺面临新挑战，且“油层硬、隔层软”，缝高控制困难，裂缝难于有效延伸。因此，强化了选层技术研究，严把压裂决策关，根据地层测试获得的参数和产能预测原理，建立了均质储层压裂选层图版，并选取合适的井进行了压裂。统计区块6口压裂井，压裂后平均单井产能由2.3吨/天上升至5.1吨/天。其中，压裂见效井4口，平均单井产能由2.4吨/天升至6.9吨/天；

4.区块实施效果

治理后区块油井开井增加2口，水井开井增加4口，年增油4429吨，采油速度达到0.24%，采收率提高了1.5%。

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作者简介：李真女，油藏开发工程师，胜利油田现河采油厂地质研究所