C油田長(zhǎng)9油藏暫堵酸化措施效果分析及評(píng)價(jià)

蔡家彬(中石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠， 寧夏 銀川 750000)

C油田長(zhǎng)9油藏暫堵酸化措施效果分析及評(píng)價(jià)

蔡家彬(中石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠， 寧夏 銀川 750000)

暫堵酸化技術(shù)通過(guò)泵入暫堵劑在高滲透層形成低滲透濾餅，從而使酸液轉(zhuǎn)向中低滲透層，可以解決大厚層縱向均質(zhì)和多層油藏各層不同堵塞程度的酸化解堵問(wèn)題，有利于恢復(fù)和改善縱向油氣剖面或吸水剖面。C油田長(zhǎng)9油藏隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，開(kāi)始出現(xiàn)油層堵塞，油井產(chǎn)量下降，含水上升的特征，選擇實(shí)施油井暫堵酸化措施后，取得了較好的效果，通過(guò)分析評(píng)價(jià)，初步摸索出適用于長(zhǎng)9油藏暫堵酸化措施的選井依據(jù)和工藝參數(shù)，為后期油田穩(wěn)產(chǎn)提供可靠支持。

C油田;長(zhǎng)9油藏;暫堵酸化

1 油田概況

C油田位于鄂爾多斯盆地的中西部，區(qū)域上橫跨天環(huán)坳陷和陜北斜坡兩大構(gòu)造，該區(qū)延長(zhǎng)組自上而下發(fā)育有長(zhǎng)1、長(zhǎng)2、長(zhǎng)3、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8和長(zhǎng)9油層組及侏羅系延安組等多個(gè)含油層系，隨著對(duì)該區(qū)域不斷勘探，C油田長(zhǎng)9油層組的勘探取得了較大突破，逐漸成為滾動(dòng)勘探的有利接替層位[1]。然而由于油水關(guān)系復(fù)雜，開(kāi)發(fā)過(guò)程對(duì)儲(chǔ)層物性的改造，以及注水開(kāi)發(fā)時(shí)水質(zhì)等因素導(dǎo)致儲(chǔ)層堵塞，層間矛盾突出，油井產(chǎn)量下降，含水上升。對(duì)油井實(shí)施分層酸化效果不明顯，常規(guī)酸化的酸化劑易進(jìn)入高滲層，無(wú)法對(duì)低滲層有效酸化，暫堵酸化工藝可以調(diào)整地層進(jìn)酸剖面，有效解決此類問(wèn)題。

2 選井依據(jù)及措施效果評(píng)價(jià)

2.1 選井依據(jù)

(1)良好的儲(chǔ)層特征。C油田長(zhǎng)9油藏為巖性及構(gòu)造-巖性油藏，油藏整體物性較差，有效厚度小，KH值低，滲透率低，油藏平均有效厚度13.8m，孔隙度12.2%，滲透率1.5×10-3μm2[2]。

(2)較高的壓力保持水平。長(zhǎng)9油藏規(guī)模開(kāi)發(fā)后地層能量保持水平迅速下降，通過(guò)近幾年完善注水井網(wǎng)和注水政策不斷優(yōu)化調(diào)整，近四年地層壓力保持水平穩(wěn)中有升，2016年測(cè)試8口井，平均壓力20.3MPa，原始地層壓力為23.1MPa，壓力保持水平為原始地層壓力的87.9%。

(3)明顯的堵塞特征。隨著長(zhǎng)9油藏完善注采井網(wǎng)，不斷優(yōu)化開(kāi)發(fā)政策，油井逐漸開(kāi)始見(jiàn)效，但在生產(chǎn)過(guò)程中，部分油井出現(xiàn)低產(chǎn)量及產(chǎn)量突降，與周邊井對(duì)比儲(chǔ)層物性差別不大，但是生產(chǎn)動(dòng)態(tài)明顯變差，存在近井地帶地層堵塞的情況，通過(guò)分析認(rèn)為長(zhǎng)9油藏堵塞特征主要呈現(xiàn)兩種方式：

①油井見(jiàn)效后含水持續(xù)上升，產(chǎn)量突降。堵塞機(jī)理：油井注水見(jiàn)效后，隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，以及219區(qū)塊長(zhǎng)9油藏注水井于2013年年底改注污水后，導(dǎo)致注水井井況變差，油井近井地帶油水兩相滲透率發(fā)生變化，從而造成油井近井地帶堵塞，油井采液、采油指數(shù)下降，含水上升(如圖2-1)。②油井含水緩慢上升，無(wú)明顯見(jiàn)效。堵塞機(jī)理：油層與底水直接接觸，隨著地層能量逐漸下降，液量下降，油井近井地帶油水兩相滲透率發(fā)生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數(shù)下降，底水上錐導(dǎo)致含水上升(見(jiàn)圖2-2)。

圖2-1 長(zhǎng)9油藏堵塞井生產(chǎn)特征曲線圖

圖2-2 長(zhǎng)9油藏見(jiàn)水堵塞井生產(chǎn)特征曲線圖

表2-1 長(zhǎng)9油藏暫堵酸化措施效果統(tǒng)計(jì)表

表2-2 長(zhǎng)9油藏暫堵酸化措施效果與儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)比表

2.2 措施效果分析及評(píng)價(jià)

2016年共計(jì)實(shí)施暫堵酸化措施5口，措施有效率為100%，措施后日增油4.7t，累計(jì)增油844.48t。2015年長(zhǎng)9油藏平均地層壓力20.1MPa，壓力保持水平87%，措施的5口井地層能量均達(dá)到或高過(guò)平均值；2014年長(zhǎng)9油藏平均地層壓力18.9MPa，壓力保持水平82%，實(shí)施的兩口暫堵酸化措施井壓力保持水平為78%，低于當(dāng)年平均值，措施效果不佳。可以得出，壓力保持水平越高，措施效果越好。

(1)措施井物性對(duì)比。對(duì)比2016年實(shí)施暫堵酸化的5口井(表中序號(hào)1-5)的儲(chǔ)層物性，孔隙度和滲透率越高，日增油量相對(duì)越大，說(shuō)明儲(chǔ)層物性的好壞直接影響酸化的效果。

(2)施工工藝參數(shù)對(duì)比。暫堵酸化增油效果較好的油井暫堵劑用量控制在4t左右，暫堵劑排量控制在300～450L/min之間，擠暫堵劑壓力必須保證在15～18MPa；酸液用量控制在4～8m3范圍之間，擠酸排量控制在300～450L/min之間。同時(shí)在施工過(guò)程要因地制宜，例如前期酸液預(yù)處理階段擠酸壓力若小于9MPa，暫堵劑懸濁液濃度應(yīng)配在15%，若預(yù)處理酸擠酸壓力大于9MPa，暫堵劑懸濁液濃度應(yīng)配在8%；擠暫堵劑的壓力要大于15MPa，否則應(yīng)以高濃度的暫堵劑多次封堵，直到達(dá)到要求。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)暫堵酸化效果跟選井選層、酸化工藝及參數(shù)、施工質(zhì)量等因素有關(guān)，為了能取得較好的措施效果，在選井是應(yīng)選擇近井地帶存在堵塞或污染的油井，初期產(chǎn)量高，有注水見(jiàn)效過(guò)程。

(2)實(shí)施暫堵酸化措施的油井儲(chǔ)層物性要好，孔隙度和滲透率較高的油井措施效果較好。所選井地層能量保持水平要高，長(zhǎng)9油藏的油井壓力保持水平大于85%，措施效果明顯。

(3)施工過(guò)程中要注意預(yù)處理階段擠酸壓力、擠暫堵劑壓力，優(yōu)選了長(zhǎng)9油藏暫堵酸化施工工藝參數(shù)：暫堵劑用量控制在4t左右，暫堵劑排量控制在300～450L/min之間；酸液用量控制在4～8m3范圍之間，擠酸排量控制在300～450L/min之間。

[1]史建南，唐國(guó)龍，吳警等.C油田延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組區(qū)域成藏差異性研究[J].巖性 油氣藏，2014，26(1)：80-83.

[2]范志毅，呂清河，祝明華等.暫堵酸化技術(shù)在低滲透油藏的應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2005，27(S2)：377-378.

蔡家彬(1988-)，男，漢，湖北荊州人，助理工程師，大學(xué)本科，長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，資源勘查，2011年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)，資源勘查專業(yè)，現(xiàn)為紅井子作業(yè)區(qū)技術(shù)室技術(shù)員。