姬塬油田元48區長4+5油藏提高單井產量技術研究及應用

雒文杰，高 改，寧 瑩，吳國文，張玉秋，楊亞少，莫 磊

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田元48區長4+5油藏位于陜北斜坡中段西部，構造平緩，每千米坡降6～7 m。區域內主要含油層組長4+5油藏為湖相沉積體系中三角洲前緣亞相水下分流河道沉積，受巖性、物性控制，砂體展布為北東-南西向。巖性主要為灰色細粉砂巖。巖石顆粒分選中～好等。油層平均孔隙度為11.4%，滲透率為3.3 mD，屬低滲透儲層。

1 制約提高單井產量的主要因素

1.1 儲層裂縫發育程度高，水淹井比例高

根據變尺度分析和巖心觀察：儲層砂巖微觀裂縫均較發育，發育北東-南西向裂縫16條，北西-南東向裂縫13條；裂縫類型為高角度張剪性縫為主，垂直裂縫和斜交縫常見，層間縫次之，處于充填和半充填狀態。

水淹井狀況：目前元48區長4+5油藏水淹井共計77口，占全區井數38.9%；從含水分布情況看，主要分布在油藏西部、東部矩形井網，與裂縫分布情況基本吻合，且油井來水方向與裂縫發育方向一致。

1.2 開發早期能量保持水平過高，微裂縫開啟，油井投產見水多

元48區長4+5油藏微裂縫發育；在開發前期實施了超前注水，開發初期日實際注水量大35～50 m3，注水強度偏大，地層能量保持水平過高（120%～135%），水井井底注水壓力大于油層破裂壓力（見表1），使處于閉合狀態的微裂縫開啟，導致投產初期水淹井比例高，油藏投產初期含水達到30%，直接跨越無水采油期（見表2）。

表1 元48區開發初期注水壓力與破壓對比表

表2 元48區開發初期油井壓力與生產狀況對比表

1.3 層內非均質性強，剖面吸水狀況不佳

通過對部分取心井的精細觀察，結合70口井的綜合測井曲線分析，元48區層內夾層具體可分為泥質夾層、巖性夾層、物性夾層3種。但夾層分布不穩定，其泥巖或低滲透性層在儲層中成透鏡狀分布，鈣質夾層僅在部分井內發育，是控制和影響單砂體垂向上注入水波及體積和層內剩余油分布的關鍵因素。在水井吸水剖面呈現尖峰狀、指狀吸水，部分井段不完全吸水，通過對歷年所測吸水剖面來看，非均勻吸水井仍占一定比例（見表 3）。

表3 元48長4+5油藏歷年吸水狀況統計表

1.4 主側向壓差大，側向低產低效井比例高

目前該區能量平面分布趨于均衡，壓力保持水平104.9%，地層壓力15.6 MPa，但不同注采井網、同一井網系統內主側向壓力差異較大，相差在1.4～2.5 MPa范圍。導致側向油井見效比例低（見圖1，表4）。

表4 元48區長4+5油藏主側向低產井統計

1.5 矩形井網適應性差，注水促見效與控水穩油矛盾突出

元48區長4+5油藏東部采用小排距的矩形井網開展先導試驗開發，而油藏西部和南部采用菱形反九點井網開發。通過對比得出油藏東部儲層物性與油藏西部相同，且都明顯優于油藏南部。但在生產數據看，油藏南部平均單井日產油能力最低、含水最高，日產油能力比油藏西部低1.0 t；油井含水大于30%的高含水井的比例比其它兩個區域高。從而得出矩形井網在元48區長4+5油藏適應性差（見表5）。

由于井網適應性差導致油藏東部開發矛盾大。自2007年3月因該區域含水快速上升而下調注水井配注，調配后該區域伴隨含水下降的同時產液量也出現大幅度下降。2007年12月為提高單井產量實施強化注水，但油井均伴隨明顯的含水上升。

2 提高單井產量技術研究與應用

截止2009年12月元48區長4+5油藏整體含水46.0%，而采出程度低只有5.34%，剩余油挖潛潛力大。針對元48區長4+5油藏存在問題，以優化注水開發技術政策為立足點，重點應用各種技術的研究與應用，來遏制含水上升速度，提高單井產量。

2.1 合理開發技術政策，控制含水上升速度

動靜態資料證明元48區微裂縫異常發育，油井對注水的響應極為敏感。開發初期經歷兩次含水快速上升階段，但經過及時、大規模的注水調整，含水上升的勢頭得到了有效控制（見圖2）。

2007年以來根據儲層特征及不同開發井網，在深化地質認識的基礎上結合油水井動態特征，對油藏實行分區域開發管理。針對不同區域注水開發過程中出現的主要矛盾，依據開發動態和數值模擬結果不斷實施注水調整，從而得出適合元48區長4+5油藏的注水開發技術政策即“總體溫和、局部調整、邊部加強”。經不斷合理開發技術政策，油藏含水上升速度減緩（見表6）。

2.2 開展周期注水試驗，提高水驅油效率

周期注水機理是在油層內產生連續不穩定壓力分布，上限注水時使非均質小層或層帶間產生附加壓差，從而驅出小層中滯留油；適應條件：低滲、親水性、裂縫發育、非均質性強的油藏，元48區長4+5油藏滿足周期性注水條件。

2009年9月選定10個井組實施周期注水試驗（見表7），截止2010年底，試驗區內日產液量由197 m3下降到191 m3，日產油量由104 t上升到108 t，日增油4.0 t，含水由37.8%下降到33.5%，提高水驅油效率。

表5 姬塬油田元48區長4+522油藏物性及生產數據對比表

圖2 姬塬油田元48區注采曲線（2006－2010）

表6 元48區長4+5油藏開發技術政策執行表

表7 元48區周期注水井組調配方案

2.3 水井降壓增注，補充地層能量

由于元48區油藏部分注水井回注污水導致地滲滲流狀況變差和南部儲層物性差，致使部分井注水壓力高，日注難以達到地質配注要求。針對長期注不夠的水井2007-2010年對該區實施降壓增注措施13井次，措施前后平均日注由6 m3上升到27 m3，注水壓力由13.9 MPa下降到11.9 MPa。當年累計增注量為62894m3。措施后日注水量全部達到地質配注要求，有效的補充了地層能量（見表8）。

2.4 水井剖面治理，提高水驅動用程度

針對元48區長4+5油藏隔夾層發育，垂向上的非均質性強，導致剖面吸水不均勻。歷年來利用吸水剖面資料，結合井組動態變化對吸水剖面呈尖峰狀、指狀的井實施暫堵酸化調剖；對主力層多段動用，吸水剖面表現為一段或兩段不吸水的井實施選擇性增注。通過以上措施從注水井效果分析，措施均有效果，剖面治理后水驅趨于好轉，可對比井吸水厚度由8.3 m上升至9.9 m。改善了剖面吸水狀況，提高了油藏水驅儲量動用程度（見表 9）。

從采油井來看，剖面治理后對應油井見效17口，含水由57.0%下降至33.1%，單井日增油量0.98 t，當年累計增油5 295 t（見表10）。

2.5 裂縫帶水井整體化堵，調整水驅方向

元48區油藏西部儲層物性較好，試油產油量均為20 t以上的純油，開發初期平均單井日產油量高達6 t以上。由于裂縫發育，尤其骨架注水井壓裂改造后裂縫方向更加復雜，造成該區大面積油井含水上升，產能損失嚴重。

鑒于以上情況，2010年油藏西部實施裂縫帶整體化堵措施，共完成水井化堵18口，對應油井71口，見效井26口，動態特征“三降一穩一升”即液量、液面、含水下降，含鹽穩定，油量略有上升。日產油量由110t上升到122 t，日增油12.0 t，含水由47.7%下降到40.0%，水驅指數由0.744 7上升到1.069 4，存水率由0.546 0上升到0.621 5。取得良好的效果。

表8 元48區長4+5油藏2007-2010年水井降壓增注生產統計表

表9 元48區長4+5油藏2007-2009年剖面治理水井效果表

表10 元48區長4+5油藏2007-2009年剖面治理油井效果表

表11 姬塬油田元48區長4+5油藏2007-2010年油井措施效果統計表

2.6 油井措施挖潛，提高單井產量

為提高單井產量和降低油田遞減，2007年開始在該區實施油井措施試驗，摸索該區合理的措施方式。根據油藏動態特征，剖析儲層物性，結合試井資料，深入分析低產原因，采取相應的工藝方法，恢復和提高油井產能。

根據以上指導思想，針對儲層物性較好、能量有保證、產量突然下降或含水上升導致的堵塞井采取酸化或暫堵酸化、壓裂等措施引效；針對見注入水且驗明油水井對應關系的高含水井采取油水井雙向化堵調剖；針對低產井和未見效井采取重復壓裂改造措施。歷年共計實施油井措施49井次，有效井47口，平均單井有效期為190 d，平均單井日增液量3.5 m3，平均單井日增油量1.2 t，當年累計增油量9 005 t（見表11）。

2.7 實施效果

（1）井口平均單井產量由2009年底1.37 t上升至1.50 t；（2）自然遞減由2009年底13.2%降至3.5%，綜合遞減由2009年底12.1%降至-0.38%；（3）綜合含水由2009年底46.0%降至40.1%，含水上升率由2009年底5.2%降至-4.8%。

3 結論與認識

（1）提高單井產量是一項長期的、綜合性的工作。

（2）制約元48區提高單井產量的主要因素是儲層物性差、微裂縫發育、水驅不均、主側向壓差大、矩形井網適應性差。

（3）提高元48區長4+5油藏單井產量要以科學的注水開發技術政策為立足點，加大水井吸水剖面治理、引入周期注水、裂縫帶整體化堵等新技術為重點。

（4）通過對元48區提高單井產量技術應用效果，得出油藏綜合治理要從問題的根本處入手，不能“頭疼醫頭，腳疼醫腳”。

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