吴410长6油藏调剖堵水评价标准应用与效果分析

毕银旗 王蒙 张宏涛 骆世杰

摘要：吴410长6油藏连通性强，注入水延裂缝线突进，裂缝主向油井易水淹，正韵律沉积剖面吸水下移，综合含水上升快，平面、剖面矛盾突出。2011年开始化学调剖试验，2015-2017年开展注水专项治理，油藏递减降低、油藏开发形势逐步好转。本文通过制定单井、区块调剖效果评价标准，对历年调剖效果开展整体评价，分析措施效果。

关键词：化学调剖;评价标准;措施效果

1.开发概况

1.1开发现状

吴410长6油藏依据物性参数及开发特征共划分5个流动单元，即北部高产区、东部高含水区、中部低产区、南部低产区、边部高含水区。截至2017年11月，油井开井277口，日产油277t，单井日产油1.01t，综合含水39.8%，采油速度0.33%，采出程度3.38%;注水井开井110口，单井日注水量28m3，累计注采比4.91。

2.开发中存在的问题

2.1油藏北部NE50°，裂缝线见水，裂缝侧向液量下降

吴410区长6油藏局部微裂缝发育，根据动态开发资料局部油井存在明显的含水突然上升阶段，具有NE50°方向裂缝见水特征。因裂缝发育，裂缝窜流导致裂缝两侧的油井见效慢，液量下降，注水效果差。

2.2油藏北部吸水剖面下移井增多，水驱状况变差

通过历年连续吸水剖面跟踪，油藏北部吸水剖面逐年下移，动用程度降低。2014年新增吸水下移井8口，主要分布在油藏北部，对比2013年吸水下移比例由38.5%↑57.1%。 受吸水下移影响，水驱主向见水快，侧向液量下降。液量下降、含水上升与吸水下移井对应关系明显;2014年液量下降12口，损失油量12.0t，新增见水井11口，损失油量10.0t，影响油藏整体自然递减1.5%，影响含水上升率0.9%。

2.3油藏东部层内吸水不均，整体含水高

通过分注、单注顶段、堵水等措施，吸水下移得到改善，其中6口可对比井剖面吸水下移得到遏制，含水上升速度得到减缓，但受层内非均质影响，均匀吸水比例下降。东部均匀吸水比例25.0%，主要为储层非均质性强导致层内吸水不均。综合含水达到54.5%，整体含水高。

3.评价标准建立与效果分析

3.1整体实施情况

针对储层微裂缝发育，注采关系不明确，来水方向复杂，剖面吸水不均，孔隙裂缝见水水淹井增多等问题，通过近5年的摸索试验，调剖治理思路及应用工艺不断优化，调剖技术不断完善，保证措施效果。但通过对比历年增油效果，多轮次调剖后，效果较前期有所减弱。

3.2评价标准建立

以油水井关键性指标为评价依据，制定单井-区块调剖效果评价标准。

3.3效果评价分级

3.3.1单井调剖效果评价

通过历年调剖井分级井数所占比例看出，二级井数所占比例最高达到46.9%。对比2013-2017年各分级比例变化，一级、二级所占比例有所下降，三级所占比例上升，表明调剖效果呈变差趋势。

3.3.2多轮次调剖效果评价

通过多轮次调剖效果分级对比，二次、三次调剖效果均呈现变差趋势，一级所占比例下降，三级所占比例上升。

3.4深部调剖效果分析

3.4.1历年实施情况

2014-2016年吴410油藏累积实施堵水调剖51井次，对应276口油井，见效果115口，当年累计增油3664t，累计降水4526m3。2017年已完成17口，对应91口油井，见效42口，目前单井日增油0.16t，累计增油1268t，累计降水1542m3。

3.4.2单井调剖效果

注水压力上升，高渗带有效封堵。对比2014年，调剖井组平均注水压力13.6↑14.1MPa，但对比往年压力上升幅度逐渐变小。注水压力较低的井组调剖后高渗带封堵更明显，注水压力上升幅度较大。

油井含水下降，递减减缓。通过前期调剖后，井组含水整体呈下降趋势，主向见水井含水下降明显，但6-8个月后含水又逐步上升，侧向油井含水整体稳定，但液量有所下降。17年再次调剖后，主向井含水下降，封堵效果较好，井组递减减缓。对比调剖前，调剖后井组月度递减由0.75%下降至0.42%。

3.4.3区块调剖效果

能量分布趋于平衡。2014-2017年吴410油藏压力保持水平整体上升85.9↑90.1%，调剖区注采压差15.6↓15.1Mpa，高压力保持区范围增大，能量分布趋向均衡。

水驱状况不断改善。对比2014年，油藏水驱动用程度 61.3↑ 75.6%，均匀吸水比例 40.9↑50.0%;水驱特征曲线斜率下降，水驱指数平稳，剖面吸水不均状况逐渐改善。

综合含水下降。对比2014年12月，油藏综合含水由42.7↓40.2%，扣除关停井影响，含水上升率由3.2↓1.1，油藏整体含水呈下降趋势。

递减明显减缓。对比2014年，油藏阶段自然由15.1↓6.4%，含水与采出程度曲线右偏;通过拟合，递减特征由指数递减变为调和递减，递减减缓;同时调剖井组阶段自然递减小于全区阶段自然递减，有利于油藏稳产。

3.4.4不同施工参数调剖对比分析

通过注入排量、施工爬坡压力与调剖效果对应关系研究。分析得出爬坡压力在2.5-3.0mpa之间，注入排量在2.0-2.5m3/h之间，调剖效果最为理想。

3.5微球调驱效果分析

3.5.1水驱动用有所改善

试验区4口可对比注水井长611吸水厚度整体稳定，长612吸水厚度由12.6↑13.6m，注微球区水驱指数2.9↓2.5m3/t，注水利用率得到提高，水驱动用程度有所提高，但部分吸水段仍然存在尖峰吸水情况，并且注微球后一段时间吸水状况变差。

3.5.2井组递减放缓

井组整体含水下降，液量相对稳定，平面上受效相对均匀，水驱主向井、侧向井含水下降均有所下降。调驱井组递减由0.98↓-0.03%。

4.结论与认识

1、通过对历年调剖效果统计对比，单井-区块调剖效果逐步下降。在目前聚丙烯酰胺+聚合物胶束体系下，爬坡压力2.5-3.0mpa，注入排量2.0-2.5m3/h時，可达到最理想措施效果;

2、通过调剖专项治理，油藏整体受效，各项指标持续向好，调剖井组阶段自然递减小于全区阶段自然递减，油藏稳产基础夯实，开发形势逐步向好;

3、微球调驱井组递减下降明显0.98↓-0.03%，堵水效果下降的情况下，可推广微球调驱措施，但措施有效期短，需不断优化措施工艺;

4、坚持开展调剖专项治理，有利于油藏稳产，为提升调剖整体效果，延长有效期，下步需持续优化调剖工艺;同时建议继续开展叠合区双向堵水及试验同井不同层（长612，长63层）调剖，进一步提升措施效果。

作者简介：

毕银旗，男，出生于1984年，2009年6月毕业于西安石油大学，学士学位，油气田开发工程师。