吴起长2 油藏控水稳油技术研究

陈春坤，高 曦，马新凯，王 彬，孙典豪，张 婧

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏地质特征及开发现状

1.1 油藏地质概况

吴起长2 油藏位于陕北斜坡中部，整体构造东高西低，北高南低，局部发育一系列鼻状隆起，剖2 长2主力含油层系为长222、长223层；吴135 长2 主力含油层系为长232层，动用地质储量578×104t，动用含油面积10.4 km2，油藏平均埋藏深度1 525 m，平均有效厚度7.3 m，平均孔隙度17.9%，平均渗透率12.8 mD，平均电阻率8.3 Ω·m。

1.2 开发历程

吴起长2 油藏开发历程分为三个阶段。

（1）一次建产阶段：1997-2006 年长2 油藏一次产建阶段，同步注水开发。

（2）开发调整阶段：2007-2014 年针对合采井层间矛盾突出，通过注水调整、水驱治理、措施挖潜、简化层系等综合调整，递减得到有效控制。

（3）二次建产阶段：2015 年至今，剖2 长2、吴135长2 油藏陆续建产，采油指数下降、低产井比例增加、水驱矛盾日益突出，油藏递减逐年增大（见图1）。

图1 吴起长2 油藏年产量柱状图（单位：万吨）

1.3 沉积及构造特征

1.3.1 构造特征 所处构造单元属鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡中部，为平缓的西倾单斜，局部形成近北东-南西向（隆起幅度10～30 m）的鼻状隆起，成为油气富集的有利部位，整体构造表现为东高西低，北高南低。

1.3.2 沉积特征 研究区长2 油藏以三角洲平原沉积为主，发育分流河道和分流间湾微相，水下分流河道纵向以多期河道叠置形成厚层砂体，受富县河流侵蚀作用，长2 地层形成凹凸不平的剥蚀面。

1.4 储层特征

1.4.1 岩矿特征 研究区长2 储层岩石碎屑粒度较细，主要为粉-细砂，中砂级次之；岩石成分以长石砂岩和石英砂岩为主，岩石成分成熟度较低。

1.4.2 孔隙类型及孔隙结构 研究区长2 储层孔隙性较好，孔隙类型主要为原生粒间孔和长石溶孔，以中细喉型和细喉型孔隙为主。

1.4.3 流体性质

（1）地面原油性质：研究区长2 储层地面原油密度0.84 g/cm3，黏度5.02 mPa·s，地层原油密度0.76 g/cm3，黏度2.04 mPa·s，饱和压力为4.3 MPa，原始气油比为29.5 m3/t。

（2）地层水性质：研究区长2 层水型为CaCl2型，pH 值为7.8。

1.5 油藏类型及驱动能量

研究区长2 油藏油层连续性较好，油藏整体处于油水过渡带，投产平均含水63%，构造平缓，属于构造-岩性高水饱油藏，底水发育，属弹性弱水压驱动。

1.6 开发现状

研究区长2 油藏油井开井131 口，日产油水平153 t，单井产能1.17 t/d，综合含水79.5%，采油速度0.8%，采出程度8.6%，水井开井38 口，单井日注29 m3，月注采比1.4，累计注采比1.0。

2 油藏开发形势及存在的主要问题

2.1 整体开发形势

吴起长2 油藏通过持续开展以“精细注采调控、狠抓剖面治理、加强堵塞井治理”等为主的综合治理，油藏阶段递减由17.4%下降到14.1%，标定递减由14.2%下降到4.8%，阶段、标定递减变小，老井平均月度递减0.6%，受控运行；水驱控制程度由92.1%上升到92.7%，水驱动用程度由74.6%下降到73.1%，水驱指数由6.45 m3/t 下降到6.44 m3/t，存水率由0.76 下降到0.74，水驱油效率提高；压力保持由81.5%上升到82.6%；长2 油藏综合含水由77.4%上升到79.7%，含水上升率3.0，油藏开发形势整体受控。

2.2 存在的主要问题

2.2.1 油藏水驱矛盾突出，油井见水含水上升 平面上，由于注采不对应或者不在同一单砂体内，造成平面水驱不均。

典型实例：（1）剖2 长2 油藏受西、北部高渗带影响，水驱方向以北东-南西向为主，含水上升类型主要为孔隙型，近2 年含水上升影响9 口，影响6 t/d；

（2）吴135 长2 油藏新472 单元受注采不对应导致平面水驱不均油井含水上升。

剖面上，受油藏多期河道叠置影响，油层钙质和泥质夹层发育，非均质性强。2020-2021 年测试吸水剖面24 口，均匀吸水比例37.5%，吸水不均主要为一段不吸、弱吸或尖峰状吸水，油井见水风险大。

2.2.2 油藏压力保持水平低且平面分布不均 目前长2 油藏整体压力保持水平82.6%，边部注采不完善区及内部水驱受效差压力较低，受非均质性强剖面水驱不均影响平面压力分布不均衡。

分流动单元看：通过开展强化注水6 井次，周期注水10 井次，吴135 长2 油藏新471 单元流压由4.6 MPa上升到5.69 MPa；新472 单元流压由7.85 MPa 下降到5.91 MPa 再上升到6.07 MPa，流压、压力下降趋势得到控制。

剖2 长2 油藏表现为“中高边低”分布特征，西部钻停区强化注水后，流压由4.69 MPa 上升到4.93 MPa，油藏东部实施油井解堵10 口，流压由4.35 MPa 上升到4.75 MPa，整体流压上升0.32 MPa；油藏北部受井网不完善影响，流压持续下降，由3.92 MPa 下降到3.78 MPa。

2.2.3 油井周期堵塞，导致产能损失 研究区堵塞井逐渐增多，表现为深部堵塞与近井堵塞两类，堵塞周期为8～10 个月，2020 年底至今油井堵塞8 井次，影响产能9.6 t/d，针对钙质结垢堵塞，开展酸化、压裂及低成本解堵8 井次，恢复油量7.3 t/d，通过各类治理措施，9月月度递减0.2%，油藏形势趋于稳定（见图2）。

图2 典型周期堵塞井旗14-014 井生产曲线

3 控水稳油技术研究及应用[1]

3.1 完善注采对应关系，夯实精细注水基础

持续推进以注水井为核心的注采对应关系完善，通过精细小层划分，将长2 主力层段长222～长232四个小层，共划分12 个单砂体。剖2 长2 油藏各小层单砂体每期发育5～8 条单河道，纵向上以孤立和叠切式为主；侧向上侧切和对接式为主，二、三类弱连通区域占比较高。吴135 区长232小层划分3 期沉积发育5 条单河道。纵向以叠切和孤立式为主，侧向上侧切式为主，一、二类强连通区域占比较高。

2021 年根据单砂体刻画成果，优化分单元对策26井次，老井标定递减由14.2%下降到4.8%。当年油水井补孔7 井次，增油3.5 t/d，水驱控制程度提升0.6%。

应用效果：根据井组注采对应分析及单砂体刻画成果，在剖2 西部（高渗通道发育）实施指导隔注2 井次，在剖2 中部实施补孔分注2 井次、补孔压裂2 井次，在吴135 长2 新471 单元实施无效注水停注4 井次，治理后水驱动用程度由71.8%上升到73.2%，补孔压裂单井增油1.15 t/d（见表1）。

表1 吴起长2 油藏单砂体注采对应研究工作量统计表

3.2 优化注水技术政策，提升油井见效比例

针对注水不见效或见效不均，在长2 油藏实施2类周期注水促进形成不稳定流体势场。2021 年持续推进周期注水，不断优化注水技术政策，累计调整14 井次，对应油井65 口，见效23 口，油井见效率由33.6%上升到35.4%，累计增油357 t，累计降水1 156 m3。

3.3 加强油藏预警管理，提高油藏管控能力

治理思路：以“控含水、降递减、提水驱”为目标，强化剖2 长2 油藏水驱治理，突出低产井治理，恢复油井产能。

应用效果：部署工作量46 井次，截止目前完成56口，完成率121.7%。通过水驱治理，酸浸、解堵等措施，含水上升率下降，单井产能恢复至1.13 t/d，标定自然递减由12.5%下降到2.7%。

3.4 加强堵塞机理研究，提高油井单井产能

吴起长2 油井堵塞表现为钙质结垢堵塞和压裂缝闭合堵塞，实施解堵措施16 口，日增油8.8 t，累增油962 t；实施压裂、酸化措施8 口，日增油1 267 t，并综合油井动态、注水见效特征等，形成“三类五项”选井标准，并取得三方面认识。

（1）对比堵塞期间生产情况，解堵后单井日均增油0.7 t，产能恢复率84.9%，解堵效果整体良好。

（2）对比正常生产情况，解堵后单井含水由72.3%上升到81.5%，含水有上升，对比常规措施（压裂含水上升20%、酸化含水上升13%），含水上升幅度可控。

（3）对比堵塞期间含水，解堵后单井含水由87.6%下降到81.5%，堵塞矛盾得到缓解。

3.5 精细水井调剖调驱，改善油藏水驱矛盾

针对多段动用且吸水量差异大，实施隔注、补孔分注，油藏分注率44.4%；针对剖面吸水不均，不吸水、弱吸水，开展选择性增注、堵水调剖，改善剖面吸水状况。

应用效果1：2021 年在剖2 长2 油藏完成各类剖面治理8 井次，可对比井吸水厚度由12.0 m 上升到12.5 m，水驱动用程度由66.4%上升到75.3%。

应用效果2：2020-2021 年实施调剖11 井次，调剖前后注水压力平均升压2.2 MPa，其中冻胶体系平均升压5.3 MPa；PEG-1 体系平均升压1.2 MPa；PEG-2A 体系平均升压1.3 MPa。

（1）冻胶体系：实施冻胶体系调剖3 口，平均注水压力由9.2 MPa 上升到14.5 MPa，井组综合含水由77.3%下降到74.1%，单井日增油0.18 t，有效期10 个月，表现为控水稳油型。

（2）PEG-1 体系：2020 实施6 井次，平均注水压力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，井组综合含水稳定在69%左右，6 个月后含水上升；2021 年实施5 井次，平均注水压力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，调剖后含水稳定在77%左右，表现为控水型。

（3）PEG-2A 体系：2020 年7 月底逐步实施PEG-2A 调剖6 井次，调剖前后注水压力由14.0 MPa 上升到15.3 MPa，平均注水压力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，调剖后含水下降，表现为含水下降增油型。

取得认识：

（1）冻胶体系调剖注入井压力上升较高，对注水剖面改善效果较好。见效特征表现为控水稳油型，措施有效期10 个月。

（2）PEG-1 体系调剖前后液量、含水基本保持稳定，见效方式以稳定含水为主，措施有效期5～6 个月。

（3）PEG-2A 体系措施后油井动态稳定，见效方式表现为含水下降增油型，措施有效期10 个月以上。

4 结论与认识

（1）合理的技术政策是油藏稳定开发的保障。通过优化注水技术政策，可以有效提升油井见效比例。

（2）通过补孔调剖、化堵调剖等技术可有效改善油藏水驱状况，提高水驱储量动用程度，从而达到提高驱油效率的目的。

（3）低产低效井增产技术可有效改善堵塞油井近井地带孔渗性，提高单井产能。吴起长2 油藏解堵技术主要为暂堵酸化、“三小一低”压裂、活性剂解堵等主体改造技术。