超低滲透油藏穩產技術研究及實踐

王文剛，賀彤彤，張昭君，胡方芳，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

超低滲透油藏穩產技術研究及實踐

王文剛，賀彤彤，張昭君，胡方芳，路存存，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

本文針對三疊系油藏隨著開發時間的推進，水驅不均特征明顯，含水上升速度加快，持續穩產難度加大。通過對三疊系油藏的沉積、儲層、滲流等地質特征的分析，以及油藏開發特征和影響穩產的主要因素分析，開展了“精細油藏描述、精細注采調控、低產井治理、提高采收率技術”等一系列穩產技術的研究與實踐，取得了較好的效果，為油藏的持續穩產奠定了基礎。

超低滲透油藏；穩產技術；精細油藏描述；注采調控；提高采收率

1 油藏特征

1.1 儲層顆粒細小，膠結物含量高，孔喉細微

以三角洲前緣、淺湖沉積為主，水下分流河道沉積微相，水動力弱，砂巖顆粒細，以細砂巖為主，細砂組分平均比特低滲透儲層高13%左右，粒度中值只有特低滲透儲層的84%左右。

1.2 膠結物含量高

超低滲透儲層膠結物含量比特低滲透儲層高出2%，以酸敏礦物為主，宜于注水開發。

1.3 面孔率低，孔喉細微

超低滲透儲層面孔率僅為特低滲透儲層的57%，中值壓力是特低滲透儲層的3倍。恒速壓汞研究成果顯示，超低滲透儲層與特低滲透儲層相比，孔隙差別不大，但喉道半徑分布差異較大，超低滲透儲層以微細喉道為主，喉道半徑小于1.0 μm。

2 開發中存在的問題

2.1 油藏局部天然裂縫發育，初期見水快

超低滲透儲層天然微裂縫發育，一方面改善了儲層的吸水性能，有利于注水開發，另一方面也導致注入水容易沿裂縫水竄，加劇平面及注采剖面的矛盾，增加了注水開發的難度，本廠超低滲主力油藏初期投產即裂縫見水177口，占總井數的7.9%。

2.2 動裂縫開啟，影響油藏后期注水開發效果

水井不壓裂，超低滲透孔喉細小，巖心滲透率小于1.0 mD，基質滲流速度慢，在目前井網形式、注水模式及儲層物性下，為了滿足注水量，必然要不斷提高注水壓力，隨著注水時間延長，注入壓力上升，易導致裂縫開啟。同時，隨著裂縫的開啟、延伸和溝通，注入水沿裂縫竄進，降低油層縱向上的動用程度及平面上的水驅波及系數，嚴重影響油藏后期開發效果。

2.3 壓力平面分布不均，油藏局部連片低壓低產

通過開發初期的超前注水、早期的強化注水以及后期的精細注采調整，油藏整體有效的壓力驅替系統逐步建立，受平面非均質性及儲層物性差影響，地層壓力平面分布不均，W4南部、G8西部、G2羅52單元等油藏部位注水見效程度較低，這部分單元占總儲量的34.4%，產量比例僅為13.3%，油井連片低壓低產。

2.4 局部井網控制儲量失控，剩余油富集

超低滲透油藏，平面上裂縫發育方向油層水洗嚴重，剩余油非富集在裂縫側向，形成死油區。剖面上受窄細優勢滲流帶影響，油井見水后，剩余儲量難以動用。

3 穩產技術研究及實踐

3.1 精細油藏描述技術

精細油藏描述技術是油田降低遞減、穩定高效開發的基礎核心技術。通過精細油藏描述和數值模擬跟蹤，科學指導油田開發調整，是實現油田高效開發的基礎[1-4]。

3.1.1 精細注采單元劃分技術 根據儲層參數、滲流參數、水井驅動模式等對儲層進行綜合評價與劃分，提高對油田開發指導性和針對性。目前將注采開發單元總數由39個增加到52個，進一步增強了油藏動態管理的科學性及調整的適應性。

3.1.2 細化分層開發調整技術 通過縱向上細分小層，橫向上細分開發單元，建立分層分區域開發數據，儲量復算，細化分小層、分區域開發技術政策。實例：針對G8西部合采區層間矛盾突出，2013-2016年在L52-10等6個井組開展簡化層系試驗，治理后整體產能穩定，井組平均單井日產油由0.65 t上升到0.69 t，主力層長6地層能量逐步恢復，L53-10定點測壓井地層壓力由9.7MPa上升到18.3MPa。

3.1.3 系統精細油藏描述技術 通過系統化精細油藏描述，利用研究成果宏觀把握油藏開發、優化開發技術政策、量化剩余油分布，目前已形成屬性模型14個，優化不同開發單元開發技術政策60套。

3.1.4 數值模擬跟蹤預測技術 利用數值模擬跟蹤技術進行常態化跟蹤，對含水、壓力等擬合預測，利用其結果不斷優化開發技術政策，持續開展數值模擬跟蹤預測。

3.2 精細注采調控技術

依托精細油藏描述和數值模擬，以水動力受效單元為核心，以精細油藏注水為中心，通過平面上提高水驅波及、剖面上提高水驅動用，降低油田自然遞減。其中，提高平面水驅波及技術主要包括注水優化技術、均衡平面采液技術、井網完善技術，提高剖面水驅動用技術主要包括剖面調整技術、分層注水技術、堵水調剖技術。

3.2.1 注水優化技術 針對有效驅替系統建立緩慢、能量保持水平低、見效程度低，通過執行“建立驅替系統→保持溫和注水→精細注采平衡”的注水模式，并嚴格遵循注水開發是動態變化的規律，要隨時根據動態監測資料和油水井生產動態，實施以強化注水、溫和注水、不穩定注水為主的精細注水調整。2014-2016年，累計實施各類注水調整711井次，對應油井2473口，見效720口，單井增油0.19 t，當年降低油藏自然遞減0.7%～0.9%，累計增油23744 t（見圖1）。

圖1 W4區不穩定注水區域油井生產曲線

3.2.2 均衡平面采液技術 受平面非均質性影響，注水單向突進，造成平面產出不均衡，高產井存在見水威脅問題，按照“主向控液、側向提液”，在同一井組內對高產井進行控液，對低產井采取加深泵掛、調參等方式提液，均勻水驅方向。實例：在G2高產區3個高滲井組，實施提液5口，控液4口，主向井月含水上升速度由1.20%下降到0.17%，側向油井遞減減緩、液面穩定，3個月后注水開始見效。

3.2.3 井網完善技術 針對部分油藏或局部注采井網不完善，水驅儲量控制能力下降，對有采無注的井組實施油井轉注，完善注采井網。2013-2016年共計轉注21口，對應油井120口，見效49口，累計增油1834 t（見表1）。

3.2.4 剖面調整技術 針對剖面上射孔程度低、剖面吸水狀況差、吸水比例低，采取補孔調剖、暫堵酸化調剖、酸化調剖治理，改善水井吸水剖面，提高水驅動用程度，2016年共治理措施12口；3口可對比井吸水厚度由8.6 m上升到12.5 m，見效油井13口，日增油2.7 t，累計增油 819 t，累計降水 1245 m3。

3.2.5 分層注水技術 針對多層開發油藏受非均質性影響，造成剖面吸水不均。根據隔夾層情況實施分注，形成了精細分層注水標準。例如，58口可對比井，分注后有45口井吸水厚度由14.1 m上升到17.0 m，水驅動用程度由61.0%上升到73.9%（見圖2）。

同時，圍繞提高分注效果，加強調配周期優化、工藝優化、井筒治理、效果評價四項工作，例如，對G8區通過開展調配周期研究，通過對10口實驗井長4+5、長6層分層注水量保持誤差范圍內（10.0%）的平均時間間隔分別為44.4 d和63.7 d，平均合理調配周期為54.1 d，2014-2016年按照調配周期及時對小層配注量進行調整，長4+5層壓力由12.37MPa上升到14.4MPa、長6層壓力由11.6MPa上升到13.8MPa，注采壓差由1.1MPa下降到0.6MPa，實現了在不增加層間壓差的前提下，逐步恢復各小層地層壓力的開發效果。

表1 三疊系油藏歷年轉注效果統計表

圖2 G8合采區長4+5（左）、長6層（右）調配時間間隔與誤差散點圖

3.2.6 堵水調剖技術 在油藏注水開發中，由于裂縫和局部高滲帶的存在，造成注水井對應油井過早水淹，裂縫側向剩余油富集，側向油井注水難以見效。注水井深部調剖是向地層注入一定量的調剖劑，由于滲流原理，調剖劑首先進入高滲裂縫，經過一定的化學過程，能在地層中形成具有一定強度，能經受時間和水流沖刷的凝膠物質，遏制注入水沿裂縫的指進，使注入水向滲透能力低的區域推進，擴大波及體積，提高水驅效率。例如：在G2、W4實施區域整體調剖，實施后G2區調剖區域標定自然遞減由6.0%下降到4.7%，W4區調剖區域標定自然遞減由6.6%下降到4.8%，兩個調剖區域從含水變化與采出程度關系曲線，可以看出均向高采出程度方向發展，有效改善了區塊開發效果。

2014-2016年，全廠超低滲透油藏共實施186井次，對應油井896口，見效554口，單井增油0.14 t，當年降低油藏自然遞減0.6%～0.8%，累計增油19170 t，累計降水33765 m3，有效改善了油藏水驅狀況（見圖3）。

3.3 低產井措施增產技術

結合三疊系油藏儲層特征，針對油藏開發的不同階段，通過開展潛力井培養、改造技術優化、治理效果保護，逐步形成了以低產低效井治理、長停井復產為主的措施增產技術，油層動用能力不斷增強。

3.3.1 堵塞井治理 針對液量突降井，結合油井生產動態變化特征、功圖變化特征，以及油水兩相滲透率變化特征，判定為何種堵塞機理，有針對性的開展措施治理。2016年實施各類堵塞井治理68井次，有效61口，單井日增油0.98 t，整體實施效果較好。

圖3 G2和W4調剖區域含水變化與采出程度關系曲線

3.3.2 低產井治理技術 通過精細小層對比研究，加深主力油層識別、注采連通情況分析，剖析低產原因，如油層產能未充分發揮；局部單砂體注采對應差；注水量較低，能量補充滯后，地層動態縫閉合等低產原因（見表2）。

表2 超低滲透油藏堵塞機理研究及解堵工藝表

然后根據不同低產原因采取相應的治理措施，針對油層產能未充分發揮，可通過重復壓裂等工藝，增大儲層改造規模，對“厚油層”儲層，可通過提高射孔程度，增大油層泄油體積，如針對G5-97井射孔程度低，通過補孔壓裂措施后，單井產量由0.18t/d上升到3.11t/d，充分發揮了油層的潛力；針對局部單砂體注采對應差，通過完善單砂體注采對應性，對有注無采小層，實施補孔生產，針對G5-101井長63下段，對應水井G5-101實施補孔壓裂措施后，單井產量由0.53t/d上升到3.02t/d；針對地層壓力下降，動態縫閉合，可通過實施暫堵壓裂、暫堵酸化為主的低產井改造技術，改善儲層的滲流情況，提高單井產能，2016年共計實施74口，累計增油10199 t。

3.3.3 長停井治理技術 針對不同停井原因，采用查層補孔、井筒治理等技術，攻關試驗雙向堵水、堵水壓裂技術，措施有效率和單井增油水平保持穩定，水淹井治理效果逐年提升，2014-2016年共復產長停井155口，提高油井利用率4.5%。

3.4 提高采收率技術

針對油藏采取注水等常規開發方式，受到儲層非均質性影響，部分區域注水開發井網適應性較差，造成剩余油富集，維持，通過開展加密調整、聚合物微球驅、空氣泡沫驅技術試驗的研究應用，加強剩余油分布規律研究及挖潛，為低滲透油藏提高采收率儲備技術。

3.4.1 加密調整技術 針對油藏部分區域，微裂縫發育，注水開發井網適應性較差，主向油井水淹，側向油井低產低效，造成裂縫側向剩余油不發育，儲量失控，通過在剩余油富集部位實施加密井，挖掘剩余油，以此來提高油藏采收率。實例：針對G2區等單元受裂縫影響，裂縫側向剩余油富集，儲量失控，2014-2016年累計投產加密井69口，地層壓力由加密前14.3MPa上升到15.8MPa，壓力保持水平84.5%，主側向壓差由8.4MPa下降到3.4MPa，平面壓力分布趨于均勻，有效驅替系統逐步建立，加密區采油速度由0.63%上升到0.95%，采收率預計提高3.0%。

3.4.2 空氣泡沫驅技術 由于常規注水開發，部分區域注入水難以波及到，可采取空氣泡沫驅技術解決該問題，該技術是將空氣注入油藏后，氧氣與原油發生低溫氧化反應，產生CO、CO2、水及含氧的烴類化合物，在油層內生成的這些物質與起泡劑相互作用形成泡沫，泡沫擠壓、占據和乳化作用而達到驅油作用。實例：針對耿271加密區有效驅替系統建立緩慢，對J4-39開展空氣泡沫驅先導試驗，目前主向井江43-39見效，含水由72.3%下降到49.0%，側向井J4-393、J4-394井功圖充滿程度增加，井組8口井動液面平均上升34 m，月遞減由0.55%下降到0.14%。

3.4.3 聚合物微球驅油技術 超低滲透油藏隨著注水開發的推進，深部水驅狀況變差，剩余油分布狀況復雜，造成油井含水上升速度加快。聚合物微球驅油技術即納微米級粒徑可進入油層深部，發生膨脹相互膠結，達到深部封堵高滲帶啟動低滲層的作用。實例：在G2中部和W4北部14個高產井組，結合油藏不同物性特征，合理微球參數配置，實施微球調驅試驗，平均注水壓力上升1.2MPa，16口見水井平均含水由57.5%下降到51.2%，井均日增油0.42 t，含水上升率較2015年大幅下降，含水與采出程度關系曲線明顯向右偏，水驅效果變好。

4 結論及認識

（1）精細油藏描述技術是油田降低遞減、穩定高效開發的基礎核心技術。通過精細油藏描述和數值模擬跟蹤，科學指導油田開發調整，是實現油田穩產開發的基礎。

（2）通過平面上提高水驅波及、剖面上提高水驅動用，可逐步提升油藏能量，有效降低油藏自然遞減，為實現油田穩產開發提供保障。

（3）結合三疊系油藏儲層特征，針對油藏開發的不同階段，通過開展潛力井培養、改造技術優化、治理效果保護，逐步形成了以低產低效井治理、長停井復產為主的措施增產技術，油層動用能力不斷增強。

（4）通過對加密調整、聚合物微球驅、空氣泡沫驅技術試驗的研究應用，加強了剩余油分布規律研究及挖潛，可有效的提高油藏的最終采收率。

［1]胡永樂，宋新民.低滲透油氣田開發技術［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［2]李道品．低滲透砂巖油田開發［M］．北京：石油工業出版社，1997：154-158.

［3]胡文瑞.鄂爾多斯盆地油氣勘探開發理論與技術［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［4]王道富，李忠興.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發技術［M］.北京：石油工程出版社，2003.

TE357.13

A

1673-5285（2017）09-0057-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.015

2017－08-19

王文剛，男，2009年畢業于中國地質大學（北京）資源勘查工程專業，現為長慶油田第九采油廠地質研究所油田開發工程師，從事油田開發工作8年。