Y214长4+5长6油藏调剖堵水适应性评价

2022-03-18呼伯尹王扬林

云南化工 2022年2期

程卓，刘林，呼伯尹，王扬林

(1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710201；3.长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006)

Y214长4+5长6油藏沉积环境主要为三角洲前缘相沉积[1]，2008年规模开发，主力开采长4+522、长612层。

低渗透油藏在开发过程中面临着很多问题。例如，采出程度高、含水上升风险大、局部剖面水驱状况不佳、油井水淹增多、套破井逐年增多并伴随着产能损失等等。姬塬油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部[2]，是典型的三低油田，具有低压、低渗、低饱和度的特点。姬塬油田因裂缝或高渗带，引起油井快速见水或暴性水淹；动态裂缝逐步开启，导致油藏见水井逐年增多；注水压力升高，导致增注效果差；油井含水上升速度快，使高含水油井比例增大；油藏低产、低效井占比较高；油田开发形势严峻，稳油控水难度大；老井稳产基础薄弱，剩余油富集较多等等，影响最终采收率。因此，对高含水井堵水技术从见水原因、治理思路、堵剂体系研发、工艺参数设计等方面开展技术攻关研究，加大低产、低效井治理力度，对提高剩余油残余油开采效果、油田稳产及支撑二次加快发展均具有重要意义。

Y214长4+5、长6油藏，属于典型的多层系叠合发育油藏，主力开发层系长4+522、长612层，沉积期属于三角洲前缘相沉积，物源来自西北和东北方向，砂体呈北东南西向条带状展布，属于岩性油藏[3]。长4+52层排驱压力较高，达到 0.8 MPa；中值半径较小，只有 0.29 μm，属于小孔-微细喉道。长61层排驱压力达到 0.9 MPa，相对更高；中值半径更小，属于细小孔微细喉型。长6油层组岩芯平均孔隙度11.9 %，岩芯平均渗透率为 1.18 mD，平均喉道半径为 0.02～0. 54 μm，平均有效厚度在 14.3 m 左右。长4+52岩芯平均孔隙度为12.2%，岩芯平均渗透率为 0.83 mD，平均最大喉道半径为 0.9119 μm，平均有效厚度为 12.4 m。原始地层压力低，渗透率低，物性差，属于典型的低渗低压油藏。

1 开发中的主要问题

姬塬油田Y214区块属于典型的超低渗透油藏，2008年采用 480 m×160 m 菱形反九点井网实施注水开发。该区纵向叠合发育层系多，横向油层变化快，注采关系复杂。一是小层砂体连续性差，叠合度仅35%，单井开发层系变化快，油水井对应关系复杂。二是油藏30口合采井产液结构不清、层间干扰大，注采调整缺乏针对性，其中部分合采井水淹后判识见水层位、来水方向周期长，难度大。三是剖面水驱受效不均，水驱矛盾突出。部分油藏剖面吸水状况较差，吸水不均井比例较高(占比47.1%)。2020年以来，新增含水上升井5口(含水由41.8%上升88.4%)，影响油量 7.8 t/d，常规调剖有效率低(37.5%)。全油藏因储层高水饱的低产、低效井及水淹井93口，占总井数 39.6%；剖面指状、尖峰状所占吸水比例较高，油井含水上升快，见水井逐年增多。

2 调剖体系及治理思路

21世纪初，对见水井治理思路主要是以堵水为主，调剖为辅，处于一个试验探索阶段。2020年，经过十几年的现场试验，治理思路转变为局部连片调剖加上整体微球调驱，注重油藏整体治理，深浅结合，预防性调剖和水淹区挖潜同时进行。在裂缝性见水油藏的治理上，改变以往凝胶堵水思路，设计形成了多级复合段塞堵水、堵水转向压裂和堵水定点射孔压裂等3种堵水增产工艺技术。从堵水半径、堵剂体系配方、段塞复合、堵水规模等方面，对以往堵水工艺进行了全方位改进，增加了聚合物微球/PEG远端裂缝和基质封堵，堵水规模由 10 m3增加到 500 m3以上，形成了“多段塞、大剂量、小排量、小砂量、小压裂、多向调驱”的堵水、堵水压裂工艺技术体系。分别通过优化堵水半径、注入工艺、工艺参数，来达到加大封堵半径，是提高裂缝封堵强度以及封堵远端的目的。

Y214区长4+5、长6油藏；储层垂向叠置，多油层同时开发，层间非均质性强，注水井剖面矛盾突出；分层叠合开发，分注合采、层间干扰大，水驱规律复杂；全油藏低产低效井储层高水饱及水淹井93口，占总井数 39.6%。2009-2016年间，以单井调剖+油井堵水为主要治理手段，主要解决单井见水问题，但措施效果受来水方向验证等因素限制，且剖面治理缺乏整体概念，油藏开发矛盾加大，开发形势变差，递减持续上升。2017-2018年间，实施第一轮微球调驱，注入83个注采井组(覆盖率84.7%，粒径 100 nm，浓度0.2%)。由于微裂缝发育，加之多年注水冲刷、优势通道发育，见效率较低。2019年开始进行第二轮注入，体系为聚合物微球+常规调剖+大剂量调驱+投球调剖，微球89个井组(覆盖率90.8%，粒径 100 nm、浓度0.10%)，调剖54+14口，此工艺技术逐步成熟，取得初步的效果。根据区块见水特征、见水类型，通过系统总结分析、持续优化，形成了适应于Y214油藏的孔隙裂缝型见水特征的“常规调剖、PEG调剖、微球调驱、深部调驱”四类堵剂体系(如图1)。

图1 优化工艺参数

近年来，通过精细注采调整、聚合物微球调驱、连片调剖、精细措施挖潜等工作，Y214调剖区的治理思路也日益成熟，各项指标变好，整体开发形势稳中向好。全厂自然递减由9.2%下降为7.9%，水驱储量动用程度由74.5%上升到76.2%，压力保持水平由92.6%上升到93.1%。

3 调驱剂分类及性能

近些年来，国内外广泛运用的调驱剂就是聚合物凝胶类调驱剂，也被称为交联聚合物。由于原料来源广泛，种类较多，强成胶时间及强度可调控等，这类调驱剂是国内外调剖调驱措施中用量很高的药剂，也是研究区块Y214的主要调驱剂。其主要是由聚丙烯酰胺聚合物和酚醛中加入有机铬等交联剂构成。根据其强度不同又分为冻胶(即强胶)、弱凝胶和教态分散凝剂。冻胶在国内外油田中应用最广泛，主要用于层间非均质严重，或者层间存在高渗透层或者裂缝的近井调剖(达到调整近井地层吸水剖面的效果)，也可用于具有严重非均质厚油层的深部调剖主要作用机理是对厚油层深部吸水剖面进行调整来改善液流方向。弱凝胶具有让存在高渗透通道和天然裂缝油藏以及笼统注水等油藏中的厚油层保持长期稳定的能力[4]，技术原理是通过改变油藏深部非均质性(是深部流体转向)，类似于聚合物驱油。胶台分散凝胶主要用于渗透率级差不高的非均质油层，其可以降低流度比，提高聚合物的利用率。由于它的封堵强度不连续，这几年逐渐淡出研究与应用。

另外，一种运用广泛的制剂聚合物微球，通常在现场与聚合物凝胶类调剖剂配合使用。它主要是采用微乳聚合合成技术制成的初始尺寸为纳米级的活性微球。通过调整微球的水化时间和吸水倍数[4]，经过吸水膨胀并且吸附在孔隙中。由于微球本身具有较强的弹性张力，遇到不同孔喉地层可自行控制粒径大小，在多孔介质中具有逐级调剖性，实现深度调剖。它与其他制剂一起使用的融合性也较好，可以封堵地层孔喉，达到改变液流流动方向的目的，但由于微球的尺寸常为纳米级、微米级，因此对使用地层渗透率范围有一定要求。

4 Y214油藏堵水调剖效果

4.1 堵水调剖效果显著

2018年，开始规模实施调剖调驱。2019年9月份，油藏开始见效：见效注采井组46个，见效率51.7%；油藏日产油由 127 t/d 上升至131t/d；综合含水由58.9%下降至54.8%，累计增油1.4万吨。2019-2021年，共实施调剖130口，调驱83口，自然递减从9.0%下降到6.8%，含水上升率从0.8%下降到0.3%，水驱可采储量增加232.05万吨。通过两轮次调剖+微球调驱治理，累计见效注采井组58井次，见效油井110口，见效程度55.1%，有效期6.7个月(见表1、图2)。

表1 长4+5、长6油藏调剖堵水见效图

图2 Y214油藏主要开发指标对比柱状图

4.2 水驱状况明显改善

两轮次调剖+调驱治理后，对吸水剖面进行测试，共测试成果32口，明显改善15口，剖面改善率56.8%。对比2016年数据，平均单井吸水厚度由 9.2 m 上升到 10.5 m，水驱控制动用程度由 72.8 %上升到 73.5%，基本处于稳定。水驱储量控制程度也稳中有升，2020年已到到94.3%，并且措施后注水井压力由 16.7 MPa 下降到 13.4 MPa，注入压力下降明显，注水呈现裂缝渗流特征，近井地带渗流能力得到有效改善。(对比井吸收剖面变好)或稳定(3口)，说明油藏剖面水驱好转，整体平面水驱形式趋于稳定。可以看出，连片调剖+整体微球调驱能明显改善油藏剖，有效提高水驱效率。

4.3 调剖区综合含水降低

Y214 区长4+5、长 6 油藏由于储层非均质性强，动态裂缝逐年开启，投产即水淹，见水井逐年增多。2013年以前进行单井见水井治理，堵水为主，调剖为辅，效果可观。2017年开始实施连片调剖，优先封堵大孔道微裂缝，压力快速上升，含水上升速度得到了有效减缓。较 2013年12月，调剖区综合含水由 61.8 %下降到57.4 %，调剖区综合含水下降明显。根据Y214调剖区采出程度与含水关系曲线(图3、图4)看出，油藏整体开发形式趋于好转。

图3 元214长4+5长6油藏生产状况曲线

图4 元214长4+5长6含水与采出程度关系曲线

5 典型井组分析

Y214区块油藏沿主应力方向储层局部裂缝发育，注入水易沿微裂缝及高渗带突进，造成油井水淹、累计注水量大、动态缝频繁开启、裂缝主向井水淹严重、侧向油井长期不见效等问题，措施后侧向井也见效，主向井与侧向井受效程度基本一致。井组特征表现为：1)动态特征表现为投产后即水淹，投产一段时间后油井含水突升，含盐明显下降。2)结合吸水剖面测试、示踪剂监测结果，对主侧向见效不均、合采井水淹后见水方向判断困难，来水方向周期长。3)堵水调剖后水淹井液量下降，含水明显下降，局部水驱渗流情况好转，注入剖面改善效果明显，注水一段时间后侧向井同样见效。

1)典型井组1：T88-92区域

该区域于2017年 9 月实施化学堵水，对6口注水井首先实施单点调剖，对应油井24口(水淹6口)。措施后日产油水平明显上升，井组综合含水基本在50%左右，缺点是有效时间短。2019年9月实施连片调剖后，日产液与日产油明显上升，综合含水由56.6下降到35.2%，恢复油量 5 t/d，实现净增油，稳产效果明显。充分利用深部调驱改变渗流方向，消减层间矛盾，在水淹区实施长停井复产。近三年累计实施调剖32井次、调驱23井次、长停井复产6井次，累计增油1.8万吨，见效周期3个月，受效率54.9%，表现为净增油32口，降递减15口。

2)典型井组2：T81-29区域

T81-29井位于Y214区长6油藏中部，2021年7月动态表现为液量稳定在 10.32 m3，含水从72.9%下降到47.3%。该井2021年1月出现液量、含水上升动态变化。开线图上对应两口注水井，T51-30于2021年1月强化注水 2 m3，配注 27 m3，注水强度 2.21 m3/(m·d)，测吸水指示曲线注水达到 24 m3后曲线呈正常型。T51-30目前配注 30 m3，注水强度 4.17 m3/(m·d)，吸水指示曲线呈正常型，2021年测吸剖面正常。分析认为，该井含水下降原因为对应注水井2021年5月深度调剖+微球驱油见效。

3)典型井组3：X71-66井组

X71-66井组，受初期高注水量影响，注水量达到 40 m3/d 以上，X71-65、X73-65水淹高含水停井。2018年9月、2019年11月，对X71-66井实施PEG调剖。2019年9月，X73-65井堵水压裂复产，日增油 1.5 t/d。2019年12月，X71-65井套返油，检泵复产，日增油 2.6 t/s。分析认为调剖见效，裂缝得到有效封堵，井组水驱状况显著改善。可以看出,调剖调驱区长停水淹井复产效果好。2018年以来，实施8井次，日增油 7.2 t，油藏深部水驱效果改善明显。目前油藏仍有长停水淹井23口，下步依托调剖调驱，组织复产，以提高油井利用率。