提高塞160油藏东南裂缝区侧向采油井见效程度研究

范迪 乔娜 朱瑶 汪年宏

摘要：安塞油田塞160油藏东南裂缝区开发以来，实施加强注水政策，区块长期保持高注采比，侧向采油井低产低效，剩余油难以有效动用。通过持续加强注水、采油井宽带压裂、注水井调剖调驱等措施，促进井间剩余油驱替，提高侧向采油井见效程度。

关键词：裂缝;低产低效;注采比;加强注水;宽带压裂;调剖调驱

一、当前现状分析

安塞油田塞160油藏位于鄂尔多斯盆地志丹——王窑鼻隆带的西南端，主力油层为三叠系延长组长6层。东南裂缝区位于塞160区东南部，生产层位为长6层，为三角洲前缘水下分流河道沉积，区域裂缝发育，原生裂隙主要发育北东60-75度，其次北西5-20度，缝面直立，原生裂缝诱导压裂缝发育，主要为北东50度，支缝差异大，高度10-40m。自2000年开始注水开发，持续采取加强注水政策。2011年该区实施规模加密，井网形式由菱形反九点井网转变为排状注水井网。

目前油藏处于综合治理阶段，累产油指数下降、累产水指数增加。东南裂缝区压力保持水平56.4%，水驱动用程度约为89.1%。井组月注采比5.76、累计注采比5.66，较塞160油藏全区平均月注采比1.75大。区块高注采比，高水驱动用程度，但低压低产，侧向采油井长期不见效。2014-2016年堵水效果较好，但对储层物性改造使其变差，2016年局部加密后液量持续下降，递减增大。

二、具体实施措施

1、继续保持加强注水政策

塞160东南裂缝区开发即采取加强注水政策，目前区块油井仍处在低压低产低含水状态，区块综合含水45.6%，处于中含水开发阶段。根据地层压力及开发特性，东南裂缝区需继续采取加强注水政策，促进侧向采油井见效。

在加强注水的大政策下，东南裂缝区积极进行注水方式探索，促进井间剩余油的驱替。2019年实施29个井组的单双月强弱脉冲式周期注水，覆盖全区块油井，阶段递减由3.3%下降至1.4%。含水上升速度1.2%下降至0.8%，下步继续探索周期注水适应参数。

2、持续实施调剖调驱

针对区块侧向采油井长期不见效的开发难题，结合压降曲线特征及PI值，对高注采比，侧向油井不见效或见效程度低的井组，封堵裂缝，提高侧向见效程度，提高油藏采油速度以及最总采收率。2014年至2018年，东南裂缝区累计实施堵水调剖14口井，16井次。

2014-2015年实施大排量常规调剖，可以有效提液降水，且见效期长，区块指标变好，具体实施效果表现为：（1）、堵水后注水压力上升明显，平均上升2.4MPa;（2）、PI值增大1.6MPa，表明裂缝得到有效封堵;（3）、措施后吸水剖面趋于均匀，水驱储量动用程度由58.6%提升至75.2%;（4）、调剖井组阶段递减由6.45%下降至3.48%;（5）、有效期450天，可提高采收率0.2%。

2016年实施1口小排量（1.0m/h）堵水调剖试验，调剖期间日注入量小于日配注水量，井组无明显提液降水表现，主要见效表现为阶段递减由8.46%下降至5.68%。

2017-2018年实施等配注量常规调剖，实施后有效期较短，平均2-3个月，失效后井组液量大幅下降，未能达到长期提高侧向采油井见效程度的效果。

由于常规调剖受压力提升空间受限影响，且井组有效期较短，2019年转变调堵方向：东南裂缝区共实施7个井组微球调驱，实施粒径为100nm和800nm，整体有效期9个月，见效率49.2%。

结合历年经验，总结下步调剖调驱方向：（1）、2.0-3.0m/h排量对区块物性适应性较好。安排每年在裂缝两端实施常规调剖，以2.0-3.0m/h排量为主;（2）、在裂缝内部实施微球调驱，粒径选择为100nm，调剖+调驱同时实施，促进侧向采油井见效。

3、对单井不见效的油井实施宽带压裂

东南裂缝区平面上主要受裂缝控制，裂缝侧向强水洗宽度仅60-80m，剩余油主要在裂缝侧向、油藏平面上注水未波及区域富集。为了有效动用侧向剩余油，借鉴“体积压裂”的理念，将非常规手段引入常规油藏的开发，通过老井“体积压裂”形成的裂缝网络条带，改变驱替方式，相当于缩小排距，促进有效驱替压力系统的建立。

在东南裂缝区优选1口采油井王xx井，2017年实施宽带压裂，施工过程中加大排量，增加压裂时造缝的的缝宽，增大泄油面积，促进井间剩余油驱替，该井有效期388天，日增油2.1t/d。借鉴该井成功经验，后期选择东南裂缝区低产低效油井继续实施。

4、对累注采比较高井组的油水井实施集团压裂措施

借鉴吉林油田成熟集团压裂改造理念：（1）、高强定位封堵转向压裂技术，封堵原裂缝，转向造新缝;（2）、压前培养和压中快速蓄能技术，提高低压区压力系数，提高开发效果;（3）、多井同层同步压裂，实现裂缝干扰，造复杂缝网，增大改造体积;（4）、油水井同层同步压裂、水井转向压裂技术，重构井网，建立驱替关系;（5）、压裂复合快速调堵技术，通过泵入调堵剂至设计位置对裂缝进行封堵，控水增油;（6）、“工厂化施工”：坚持最小作业面，固定压裂车组，远程工厂化压裂，提高施工效率、减少设备动迁及液体损耗，实现压裂降本。

區块开发矛盾突出，注水井油套压较高，采油井地层压力低，注水井能量不能有效驱替到采油井，成为驱油的能量。每年选择两个注采比较高，采油井长期不见效的井组实施井组内油水井同时压裂，促进侧向采油井见效。

三、存在的问题与困难

东南裂缝区受自身物性影响，历年油井措施有效期较短，不能保证措施后油井长期见效，需改变思路，引进新工艺，缜密分析选井，大胆尝试。同时将治理重点向注水井工作上倾斜，提高驱油效率，促进侧向油井见效，保证区块稳产