靖安油田長(zhǎng)6油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策研究

曹生剛 李林峰 黃克倉(cāng) 李洛鋒 賈艷剛（長(zhǎng)慶油田第三采油廠 陜西 延安 717500）

一、地質(zhì)概況和開發(fā)概況

1.地質(zhì)概況

靖安油田某作業(yè)區(qū)區(qū)位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡中東部，構(gòu)造底層平緩，為一平緩的西傾單斜（地層傾角小于1°），在單斜背景作用下發(fā)育了多組寬緩的鼻狀隆起構(gòu)造。***作業(yè)區(qū)長(zhǎng)6油藏均以低滲—特低滲為特征，微裂縫發(fā)育。該區(qū)為典型的三低油藏，原始地層壓力為10.27 M p a，平均孔隙度為11.6%，平均滲透率為0.64*10-3u m2，儲(chǔ)層物性差。

2.開發(fā)現(xiàn)狀

目前該采油作業(yè)區(qū)主力開采層為三迭系延長(zhǎng)組的長(zhǎng)612、621、622三個(gè)小層，油井總數(shù)543口，正常開井508口，目前日產(chǎn)液1243 m3，日產(chǎn)油616 t，單井產(chǎn)油量1.20 t，綜合含水46.8%；注水井183口，日注水5704m3，單井日注水31m3，月注采比3.87。

二、長(zhǎng)6油藏穩(wěn)產(chǎn)面臨的主要問題

1.綜合含水不斷上升，穩(wěn)產(chǎn)難度增大

圖1 某作業(yè)區(qū)區(qū)歷年綜合含水和含水上升率曲線圖

長(zhǎng)6油藏從2002年投產(chǎn)開發(fā)，至今已經(jīng)有11個(gè)年頭，隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，采出程度不斷增大，累計(jì)注水量不斷的增加，長(zhǎng)6油藏的含水隨之明顯上升。2007年-2013年油藏綜合含水38.3%↑46.8%。尤其是南部區(qū)塊，由于該區(qū)塊本身先天條件水飽高，自2009年投產(chǎn)后就是高含水，而且目前含水仍持續(xù)上升中，采出程度高，含水上升壓力顯著增大。油井出水后增加了液體相對(duì)密度，從而增大井底油壓，使油井出油更加困難，穩(wěn)產(chǎn)難度加大。

2.低產(chǎn)井所占比例過大，治理難度大

長(zhǎng)6油藏是同區(qū)域地質(zhì)條件最差的油田，該區(qū)塊的油藏儲(chǔ)層厚度、有效厚度及有效厚度百分比都是最差的。低產(chǎn)井的存在，嚴(yán)重制約著油田的發(fā)展，既是油田穩(wěn)產(chǎn)的難點(diǎn)，在另一方面又是措施治理的接替帶。按全廠小于2 t井為低產(chǎn)井，該區(qū)低產(chǎn)油井為391口，占總井?dāng)?shù)的76.8%，產(chǎn)能占53.2%，除了東南部高產(chǎn)區(qū)和零星點(diǎn)綴的高產(chǎn)井外，基本都是低產(chǎn)井。與2012年相比較，液量整體下降，特別是中部注水長(zhǎng)期不見效區(qū)。

圖2 某作業(yè)區(qū)長(zhǎng)6油藏2012年12月與2013年9月液量分布對(duì)比圖

邊部油井，由于油層物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，難以建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，地層能量偏低，措施時(shí)機(jī)又不成熟，措施后不能達(dá)到預(yù)期效果，導(dǎo)致產(chǎn)能損失較多。

如何利用好低產(chǎn)井，提高其產(chǎn)能，是長(zhǎng)6油藏穩(wěn)產(chǎn)面對(duì)的一大難題。

3.地層堵塞嚴(yán)重，歷年措施井遞減較大，穩(wěn)產(chǎn)要求高

隨著油井生產(chǎn)時(shí)間的加長(zhǎng)，油藏流壓呈現(xiàn)下降趨勢(shì)，地層堵塞顯現(xiàn)。見水井增加，使注入水繞道而行，在地層中可能出現(xiàn)水圈閉的死油區(qū)，從根本上降低了采收率；特別是注入水在油井中被采出，造成儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)破壞，造成油井出砂，地層堵塞加劇。

在油藏開發(fā)的不同階段，油井堵塞的機(jī)理不同，措施后效果也不同。***作業(yè)區(qū)區(qū)典型的三低特征，使措施后增油量在數(shù)量上有限，加大穩(wěn)產(chǎn)難度系數(shù)。

4.地層壓力整體穩(wěn)定，平面仍然不均

近年來(lái)地層壓力緩慢上升，目前平均地層壓力10.8 M Pa，壓力保持水平105.2%。 與2012年相比，壓力基本保持穩(wěn)定，平面上仍然保持中間高，邊緣低的特征，南部新井壓力保持水平仍較低。從測(cè)試分層測(cè)壓情況來(lái)看，長(zhǎng)61比62層壓力高0.50 M p a。

圖3 某作業(yè)區(qū)長(zhǎng)6油藏2012年和2013年長(zhǎng)6油藏壓力分布對(duì)比圖

圖中顯示：油藏在平面上能力分布不均，中部和東南部壓力較高，且有增大的趨勢(shì)，而主側(cè)向的壓力差異性逐漸變大。同一注采單元內(nèi)部，注入水沿著主應(yīng)力推進(jìn)明顯，主向油井壓力高，側(cè)向油井則壓力保持水平較低。

三、長(zhǎng)6油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策研究

穩(wěn)產(chǎn)總體思路：以精細(xì)注水為核心，合理注采比，以油井動(dòng)態(tài)反應(yīng)為依據(jù)，適當(dāng)微調(diào)配注。推廣應(yīng)用多氫酸酸化解堵技術(shù)的應(yīng)用；開展油井堵水實(shí)驗(yàn)，探索油水雙向治理方向；緊抓水井剖面治理重點(diǎn)，大力實(shí)施增注、調(diào)剖、改分注；全面推廣應(yīng)用西南部高滲帶整體化堵調(diào)驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用。

1.精細(xì)整區(qū)塊油田注水，注水工作從“注夠水、注好水、有效注水”向“精細(xì)注水”發(fā)生根本性轉(zhuǎn)變。

在采取“整體溫和、局部調(diào)整、邊部強(qiáng)化”注水政策的同時(shí)，加大對(duì)注水井的治理工作。

結(jié)合油藏不同部位的動(dòng)態(tài)反應(yīng)特征，對(duì)產(chǎn)液產(chǎn)油下降、油井供液能力變差的中部、邊部加強(qiáng)注水；對(duì)油藏保持平穩(wěn)的東南部區(qū)域，保持目前的開發(fā)注水正常不變；對(duì)局部液量不均衡，存在含水上升壓力的南部，適當(dāng)弱化注水。

2013年共調(diào)整配注54井次，其中上調(diào)配注309方，下調(diào)配注60方，合理了注采比。調(diào)整后的南部區(qū)域含水上升趨勢(shì)得到遏制；而液量下降的區(qū)域則恢復(fù)了液面，液量也有所恢復(fù)。通過精細(xì)調(diào)整注水，弱化了不同部位的注才矛盾。

2.加強(qiáng)深部調(diào)驅(qū)工作，均勻水驅(qū)方向，提高了水驅(qū)效率和水驅(qū)動(dòng)用程度，增大水驅(qū)波及面積。

由于長(zhǎng)6油藏儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性差，層間、層內(nèi)矛盾突出，注入水沿高滲透層和裂縫突進(jìn)，形成裂縫性滲流，引起油井含水上升乃至水淹，導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降，嚴(yán)重影響穩(wěn)產(chǎn)水平。為恢復(fù)油井產(chǎn)能，降低油井含水，從2008年開始實(shí)施化學(xué)調(diào)剖堵水，共實(shí)施74井次，歷經(jīng)從單點(diǎn)孔隙性堵水實(shí)驗(yàn)到沿裂縫線連片整體化堵。2013年，實(shí)施化堵6各井組，使區(qū)域油井含水降低，延長(zhǎng)了油井見水時(shí)間，提高了采收率，控水增油效果明顯，其對(duì)應(yīng)井組日增油16.4t/d。

3.開展措施引效工作，優(yōu)化油井措施選井依據(jù)。

根據(jù)歷年在某作業(yè)區(qū)實(shí)施措施的情況，摸索措施適應(yīng)性，細(xì)化選井的根據(jù)，結(jié)合測(cè)井、試油資料、初期產(chǎn)能及動(dòng)態(tài)反應(yīng)特征，精選措施井，有力地確保措施有效率。通過油井措施，解除地層堵塞，釋放地層能量，提高了單井產(chǎn)能。

表2 2013年壓裂措施效果對(duì)比表

2013年22口油井實(shí)施“暫堵+多氫酸+負(fù)壓返排”酸化解堵工藝，實(shí)施有效率達(dá)100%，單井增油1.02 t，有效解決了地層堵塞造成的產(chǎn)量下降，極大的幅度的提高了油井產(chǎn)能。另外，2013年開展壓裂實(shí)驗(yàn)，進(jìn)行油井壓裂6井次，日均增1.77 t。

4.改善油藏剖面水驅(qū)狀況，提高水驅(qū)動(dòng)用程度。

受長(zhǎng)6油藏剖面非均質(zhì)性的影響，注入水沿著高滲透層和裂縫帶突進(jìn)，引起注水井吸水剖面不均勻現(xiàn)象仍較突出；同時(shí)由于剖面物性差異和注水連通情況影響，導(dǎo)致油井各個(gè)層位產(chǎn)液不均。

以提高油藏剖面動(dòng)用程度，改善油藏水驅(qū)效果為中心，水井剖面治理共實(shí)施45井次，其中降壓增注8井次，措施后油套壓下降1.5/1.6 M Pa,累計(jì)增注7101m3，酸化調(diào)剖13井次，調(diào)剖后2口可對(duì)比井吸水厚度由10.52 m↑15.85m。

表3 某作業(yè)區(qū)油藏2013年剖面治理效果表

2013年堅(jiān)持實(shí)施有利于降低自然遞減的注水井措施，加強(qiáng)剖面治理工作，以油藏為單元，圍繞著降低自然遞減的目標(biāo)，開展油藏整體剖面治理工作，提高注水的效率。

結(jié)論和認(rèn)識(shí)

1.通過差異化油藏管理，分區(qū)域的制定合理的開發(fā)技術(shù)政策，針對(duì)不同區(qū)域的特點(diǎn)，精細(xì)注采調(diào)整，是油田高效開發(fā)。

2.精密監(jiān)測(cè)油水井動(dòng)態(tài)反應(yīng)，加強(qiáng)油水井動(dòng)態(tài)分析，及時(shí)進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整和實(shí)施措施。

3.規(guī)模開展混合水體積壓裂措施，提高單井產(chǎn)量。