罗1长8油藏中部提高水驱效率技术研究

罗 辉，周宾宾，姜益征，梁 涛

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

1 油藏基本概况

1.1 地质概况

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中部，构造上处于天环坳陷中部东侧。罗1 长8 油藏为西倾单斜，构造平均坡度小于1°，地层中发育一系列幅度较小的鼻状隆起。罗1 长8 油藏为三角洲前缘沉积水下分流河道储集体系，砂体平面上呈北西-南东条带状展布，属低渗透岩性油藏。平均油层厚度10.5 m，平均孔隙度9.32 %，平均渗透率0.57 mD，储层以微孔、微细喉道为主，物性较差。研究区域位于罗1 长8 油藏的中部马家山东作业区管辖范围，探明含油面积47.37 km2，可采储量2 405.22×104t。

1.2 开发现状

罗1 区块中部2007 年产建评价，2008-2011 年规模开发，主体采用菱形反九点注采井网，局部区域采用水平井开发，目前油井总井数413 口，开井367 口，日产液水平943 t，日产油水平514 t，综合含水41.5 %；注水井总井数161 口，开井152 口，日注水2 810 m3，单井日注19 m3；地质储量采油速度0.75 %，采出程度9.2 %，月注采比2.08，累积注采比1.81。针对开发区域压力、含水、井网情况将全区划分成8 个流动单元，研究区域位于东北部微裂缝发育区，目前油井总井数152口，日产液水平303 t，日产油水平186 t，注水井53口，日注1 005 m3，产量占比38.0 %，井数占比36.8 %，平面矛盾突出、油井见水、注水井欠注、地层能量分布不均等问题严重影响水驱开发效果。

2 水驱特征分析

2.1 见效特征

罗1 区块中部区域东北部微裂缝发育区目前有注水开发井152 口；已见效井121 口，见效周期28 个月，见效率79.4 %。根据产液量和产油量变化划分为四种模式，见效增油型52 口，见效周期26 个月，见效后含水升高型48 口井，见效周期33 个月；见效稳定型21口井，见效周期29 个月；不受效型31 口，主要位于油藏边部物性差，注水井欠注和裂缝侧向井驱替系统未建立局部区域。

2.2 见水特征

2008 年至2019 年先后见效后含水上升井共计48口，影响油量81 t，见水井主要集中在2009-2014 年36口，见水类型以裂缝型和孔隙-裂缝型为主（见表1），投产即高含水的井占5.1 %，含水线性上升的16.5 %，裂缝开启后线性上升井占比50.3 %，裂缝开启后暴性水淹的28.1 %。见水井主要位于井组内北东-南西方向角井，占比56.1 %，次方向为北西-东南、近东西向，占比34.2 %，平均见水周期34 个月。

表1 东北部微裂缝发育区见水类型表

2.3 压力特征

随注水时间延长，东北部微裂缝发育区欠注井逐渐增多，部分井反复欠注形成骨头欠注井，累计注水量分布不均，欠注井区和侧向井受效不均，地层压力分布不均，表现为欠注区持续低压低产，2017 年通过一系列措施，地层压力逐步回升，目前地层压力保持水平89.0 %。

2.4 水驱特征

2015 年以来水驱控制程度逐渐升高，水驱储量控制程度由96.6 %上升至97.3 %，水驱储量动用程度稳中略有下降，目前74.6 %。

2.5 递减特征

东北部微裂缝发育区初期递减较大，2017 年以来持续治理，主向井控压，侧向引效，消欠注，油藏整体两项递减持续减缓，特别是进入2019 年通过转注、控压、注水政策调整，油井持续见效，两项递减大幅下降（见图1），单井产能由0.92 t 上升到1.20 t。

3 水驱效果影响因素

3.1 微裂缝发育、水驱不均

通过岩心观察可以知道，该区域储层裂缝较为发育，裂缝形态主要有水平裂缝、斜交缝以及高角度裂缝[1]，其中高角度裂缝内有方解石填充。

通过成像测井解释成果分析得出：姬塬长8 储层的天然裂缝较发育，地199-48 井观察到天然裂缝，该区裂缝走向均以北东向、近东西向为主。

地199-48 井小型压裂和主压裂裂缝监测结果，表明近井地带裂缝主要沿北东-西南方向延伸，裂缝方位角61.7°，通过对比分析，罗1 区裂缝主方向是北东-西南向，次方向为北西-东南、近东西向，裂缝较为发育。

图1 罗1 区块东北部微裂缝发育区两项递减折线图

东北部微裂缝发育程度高水驱状况复杂，裂缝主向油井见水明显，侧向井受效差液量下降，有效渗透率下降，易形成低产井，产能损失严重[2]。

通过对比历年生产动态变化微裂缝发育区产能下降主要集中在2015-2017 年，分析产能下降原因，主要为平面水驱不均、欠注井能量不足、地层堵塞三方面因素，其中平面水驱不均影响占比73.0 %，是该区域开发的主要矛盾。

3.2 注水井欠注，受效变差

东北部微裂缝发育区连片注入压力高，欠注频繁，降压增注措施密度大（29 口/68 井次），注入压力高，区块整体注入压力持续升高，目前全区大于18.5 MPa 注水井22 口，欠注井21 口。

东北部微裂缝发育区压力整体呈上升趋势，分析2019 年变化发现上升井压力主要集中在16.0 MPa～21.0 MPa，分原因来看，其中堵水调剖压力上升较大，存在堵死现象，建议下一步减少此类措施，采取爬坡压力较小的堵水措施。

区域欠注井21 口，骨头欠注井5 口，受长期欠注导致局部能量低，油井供液逐步变差，单井产能由1.2 t下降到1.1 t（和2018 年底对比）；高压欠注井11 口（平均油压19.5 MPa）。

3.3 局部区域物性差

罗1 长8 油藏填隙物成分明显偏高，储层性质较差，填隙物成分以铁方解石、水云母、高岭石、绿泥石为主，对储层性质影响较大，其中，铁方解石、绿泥石属酸敏矿物，水云母属水敏矿物。对比分析发现东北部微裂缝发育区边部低产区单井产能平均0.5 t，孔隙度8.64%，相比正常9.78 %略低[3]，渗透率0.94 mD，相比区域平均1.57 mD 较低，表现为低产不受效。油藏边部低产区域平均地层压力17.9 MPa，见水井多，无爬坡压力，堵调风险大，导致非优势通道存在压敏效应，难以形成有效的驱替系统。

4 提高水驱效果对策及效果分析

4.1 均衡平面采液

4.1.1 主向见水关停控制地层泄压 针对局部裂缝主向见水井组形成无效短路循环、水驱效率低的问题，2016-2018 年实施停井控压8 口，井组内侧向井地层能量恢复。见水井停井5 口，控制生产参数2 口，13 口井注水见效，累计增油436 t，减少产水量7 040 m3。

4.1.2 见水井转注 针对区域见水油井，为减少无效短路循环先后实施转注3 口，累计补充注水量13 334 m3，井组内油井压力升高，9 口井见效，累计增油296 t。

罗1 区块东北部微裂缝区域矛盾特征，部分区域生产参数过大，从四个方面建立优化标准，分类分级开展参数优化，先后实施泵径优化25 次，参数优化35次，合理生产参数，均衡平面采液，整体见效稳定。

4.1.3 优化采液参数 针对前期措施、见水井采液参数过大，根据油藏饱和压力和IPR 曲线确定合理流压值（6.0 MPa～8.0 MPa），结合宏观控制图，确定单井合理流压区（见图2）；通过对措施井优化生产参数（优化46 井次），保持合理沉没度（措施井≥75 m），保证供采平衡。

从四个方面建立优化标准（见表2），分类分级开展参数优化，先后实施泵径优化25 次，参数优化35次，合理生产参数，均衡平面采液，整体见效稳定。2019 年针对性实施见水井控压，其中日产液量下降7.92 m3，日产油量未发生变化。

4.1.4 侧向井引效 2015-2018 年东北部措施治理低产低效井42 口，见效31 口，措施有效率75.0 %，单井日增油0.7 t，以侧向井压裂引效为主[6]。

分类来看：（1）侧向压裂引效井增液幅度大，含水上升明显；（2）注水正常、压裂保持水平较高区域措施增产后，有效期长、含水较低；（3）油藏边部和高压欠注区域措施井增油效果不明显，且有效期短，地层压力对措施效果影响明显。

2015-2018 年东北部微裂缝发育区侧向引效37口，见效30 口，平均单井日增油0.7 t。分区域来看：主向油井控压及水井调剖区域，水驱改善，措施效果相对较好；分方向来看：边井相对角井（主应力方向）措施效果好，其中南北向边井效果最好，含水上升幅度最小，东西向边井及角井含水上升幅度大。

表2 罗1 长8 参数优化标准表

图2 流压与产量、含水对比关系图

2019 年为进一步提高均衡采液改善水驱，开展了以增加泄油面积、提升导流能力为目的开展宽带压裂[4]，优化暂堵时机和暂堵剂粒径，形成了缝端、缝内动态暂堵，实现增加裂缝与基质接触面积，缩小驱替压差为目的宽带压裂。2019 年累计完成16 口，增油2 860 t，平均单井日增油1.3 t，有效提高井组产量，建立有效驱替系统。

对比宽带压裂和常规压裂，宽带压裂相比常规的引效措施日增油较大，常规措施当年平均日增油0.7 t，宽带压裂日增油1.3 t，增油效果好；常规的侧向井压裂引效措施有效期较长，说明通过改造引效措施建立了合理的驱替系统，水驱效率进一步提高。

4.2 优化注水政策

针对注入压力高调剖选井受限，平面上，水驱呈多方向性，采油井与注水井连通，裂缝侧向驱替范围有限，物性参数差异大，当注水井注水时，高渗层升压快，升压后部分流体流入低渗层，当注水井停注或减少注水量时，低渗层部分流体流入高渗层北采出，可有效动用低渗透层的剩余油[5]。2019 年1 月起实施连片反阶梯注水19 口，见效20 口，见效井以边井为主，其中边井13 口，角井7 口，日增油11.3 t，累计增油1 856 t，表现为含水降，液量升高，水驱效率提高。

4.3 提高地层能量

2019 年针对欠注井开展降压增注5 口，日消欠注24 m3，累增注水量3 284 m3，系统改造2 处，日增注水量20 m3。针对注水频发欠注，措施有效期短，自主强化三类井的注采调控，主要针对3 类（油藏边部井组、邻井欠注、低含水井组）。

油藏边部井组：物性差，见效慢，提高配注有效刺激地层，实施6 井次，见效增油123 t；

钻井停注补水：短期停注，恢复注水后按110.0 %，先后实施11 口，补水8 306 m3，未发现因钻井停注而持续产能下降井；

钻井停注邻井补充能量：注水因钻井停注，存在能量不足，液量下降风险，先后组织邻近低含水井组强化注水16 井次，未发现产能下降明显井组。

2019 年东北部微裂缝发育区共计钻井停注27 井次，影响水量16 677 m3，先后补水20 井次。对比分析井组生产动态变化发现未补水井组停注期间影响产量较大，恢复注水后4～5 个月产能逐步回升；提前补水钻停井组油井产能下降幅度小（＜0.3 t/d），恢复注水后产能可及时（当月）恢复；停注井邻井组补水可有效减缓产能下降；钻停后及时补水产能恢复及时后效一般1～2 个月可恢复正常，分析认为针对钻井停注井，可采取提前补水、停中邻井组补水、恢复后及时补水可最大限度的补充地层能量，减缓递减。

4.4 效果评价

针对区域水驱矛盾，通过主向井控压，侧向井引效，阶梯注水等措施东北部微裂缝发育区单井产能升高，采油速度加大，两项递减持续下降，主侧向压差变小，水驱改善明显，整体开发形势稳定向好。

5 结论和认识

（1）罗1 区块长8 油藏微裂缝发育区主要见水方向为北东-南西向（裂缝方向），个别井见水方向为北西-南东向，见水方向呈现多向性，注采调控难度大。

（2）主向井控压、侧向井引效可以减少注水短路循环，控制地层泄压，缩小侧向井压差，有效促进侧向井见效，改善水驱。

（3）侧向引效措施效果与措施区域和油井方向有关；分区域来看，主向油井控压及水井调剖区域，水驱改善，措施效果相对较好；分方向来看，边井相对角井（主应力方向）措施效果好，其中南北向边井效果最好，含水上升幅度最小，东西向边井及角井含水上升幅度大，侧向引效应以南北向边井为主。

（4）周期注水针对罗1 区块边部区域和见水区（油井见水方向不明）注水井无堵调爬坡压力的区域可以有效促进油井见效，改善水驱开发效果。

（5）因钻井停注井，会导致地层能量亏空，对应油井产能下降，补水可有效补充停注期间的地层能量损失，钻停井组提前补水油井产能下降幅度小，恢复注水后产能可及时（当月）恢复；钻停注水井邻井组补水，在停井期间可有效减缓产能下降趋势；钻停后及时恢复注水按110.0 %补水，油井产能一般1～2 个月可恢复正常，所以针对钻井停注井，可采取提前补水、停中邻井组补水、恢复后及时补水的办法，可最大限度的补充地层能量，减缓递减。