中低滲透油藏穩(wěn)油控水綜合治理對策研究

蔣天昊，宋方新，張亞琴，宋 喆，林 麗

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽 745100）

中低滲透油藏以注水開發(fā)為主，隨著開發(fā)的進(jìn)行，油井含水上升快，產(chǎn)油量迅速下降，但其年產(chǎn)油量較高、地下剩余可采儲量仍較大[1，2]。因此，中低滲透油藏的穩(wěn)產(chǎn)和水驅(qū)采收率的提高，是中低滲透油田開發(fā)持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要研究內(nèi)容之一[3，4]。為減緩衰竭開采壓力下降快，產(chǎn)量快速遞減的問題，中低滲透油藏一般采取注水開發(fā)，改善油藏開發(fā)效果。近年來，關(guān)于“穩(wěn)油控水”的研究主要集中在高滲透油藏，中低滲透油藏關(guān)于“穩(wěn)油控水”的研究較少[5-9]。因此，針對元城油田白246井區(qū)目前開發(fā)面臨的主要矛盾，通過制定合理注采參數(shù)、重復(fù)壓裂、水淹井復(fù)產(chǎn)和完善注采井網(wǎng)等提高采收率開發(fā)技術(shù)對策，實現(xiàn)產(chǎn)量增加及綜合含水率基本不變，預(yù)測10年原油增產(chǎn)8.7×104t，采收率提高1.9%。

1 油藏概況

白246井區(qū)位于姬塬高地南部斜坡帶上，為河流相沉積，主要沉積微相為分支河道沉積，平面上與元中區(qū)延10油藏相鄰。主要開發(fā)層系為延10油層組，油層中深1 485 m，有效厚度6.7 m，平均孔隙度15.3%，滲透率83.9 mD，為自然能量開采，三角形井網(wǎng)，動用含油面積6.5 km2，動用地質(zhì)儲量 450.16×104t。

2 砂體展布與儲層物性特征

2.1 砂體展布特征

白246井區(qū)延安組砂體分布嚴(yán)格受沉積相控制，在平面上的展布與河道走向一致，呈條帶狀分布，主砂體帶厚度在10 m以上。受西北部姬塬高地影響，延1022、延1021期西北部無砂體沉積。

延1012期砂體白246井區(qū)為甘陜古河的河谷，全部被充填，在延1011末期全部被填平，砂體分支，厚度較薄。

2.2 儲層物性特征

沉積微相和成巖演化影響著儲層的孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)等特征，儲層物性則是儲層微觀結(jié)構(gòu)的直觀表現(xiàn)[10]。白246井區(qū)有7口取心井，根據(jù)291塊樣品中孔隙度大于12%，滲透率大于5 mD的樣品統(tǒng)計，平均孔隙度15.1%，平均滲透率83.9 mD，屬中孔、中低滲儲層（見表1）。

3 開發(fā)現(xiàn)狀與矛盾

3.1 開發(fā)現(xiàn)狀

白246延10油藏從2011年滾動建產(chǎn)，初期采用自然能量開發(fā)。2014年，開展油井轉(zhuǎn)注實施注水開發(fā)，工區(qū)歷經(jīng)“建產(chǎn)階段（自然能量開發(fā)）～注水開發(fā)～遞減階段”三個階段（見圖1）。2016年產(chǎn)量遞減率為14.81%，2017年產(chǎn)量遞減率為24.08%，產(chǎn)量遞減呈逐年增加的趨勢。

截止2016年8月，白246井區(qū)油井99口，水井10口。油井開井69口，日產(chǎn)油138 t，平均單井產(chǎn)能2.21 t/d；綜合含水59.3%。

表1 白246井區(qū)常規(guī)物性分析統(tǒng)計數(shù)據(jù)表

圖1 白246井區(qū)延10油藏開發(fā)歷程圖

圖2 懷48-52井生產(chǎn)變化曲線

圖3 含水上升速度與采液強(qiáng)度關(guān)系圖

圖4 單井產(chǎn)量與采液強(qiáng)度關(guān)系圖

3.2 面臨的主要矛盾

3.2.1 邊底水錐進(jìn)，含水上升，產(chǎn)油量下降 根據(jù)飽和度場不同階段變化規(guī)律，受邊底水錐進(jìn)，導(dǎo)致含水上升，從而引起產(chǎn)量下降。如2011年8月，懷48-52井投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液3.87 m3，日產(chǎn)油1.67 t，含水55.8%，由于受邊底水錐進(jìn)，導(dǎo)致該井含水緩慢上升，目前日產(chǎn)液2.42 m3，日產(chǎn)油 0.74 t，含水率 69.4%（見圖2）。

3.2.2 采液強(qiáng)度過大，導(dǎo)致含水上升 依據(jù)采液強(qiáng)度與含水上升速度、單井產(chǎn)量的關(guān)系，綜合考慮合理采液強(qiáng)度應(yīng)控制在0.4 m3/m·d，采液強(qiáng)度大于0.4 m3/m·d，油井有見水風(fēng)險（見圖3、圖4）。

3.2.3 地層能量不足 白246井區(qū)投產(chǎn)初期主要為衰竭式開發(fā)，地層能量虧空嚴(yán)重。根據(jù)壓力保持水平分布特征，中低滲透油藏開發(fā)單元在油層壓力下降較快時，其開發(fā)油井產(chǎn)量下降也較快。

4 穩(wěn)油控水對策研究

4.1 合理注采比

為保持地層壓力和控制油井含水上升速度，需要確定油藏在注水開發(fā)過程中的合理注采比。根據(jù)侏羅系開發(fā)經(jīng)驗，壓力保持水平保持在80%～90%時開發(fā)效果較好。應(yīng)用油藏數(shù)值模擬的方法，分別設(shè)計注采比為0.2/0.4/0.6/0.8/1.0，共計5種方案。當(dāng)注采比為0.6時，日產(chǎn)油、累計產(chǎn)油較多、含水上升慢（見圖5）。

圖5 白246井區(qū)不同注采比方案10年后效果對比圖

圖6 白246井區(qū)不同采液強(qiáng)度方案10年后效果對比圖

4.2 合理采液強(qiáng)度

當(dāng)油井產(chǎn)液量高時，含水率升高，產(chǎn)液量低時，含水率下降，說明產(chǎn)液強(qiáng)度與含水率存在一個最優(yōu)值。應(yīng)用油藏數(shù)值模擬方法，設(shè)計0.2 m3/m·d、0.3 m3/m·d、0.4 m3/m·d、0.5 m3/m·d、0.6 m3/m·d五種方案，模擬預(yù)測生產(chǎn)指標(biāo)變化曲線，分析認(rèn)為：最優(yōu)采液強(qiáng)度為0.4 m3/m·d（見圖6）。

4.3 重復(fù)壓裂

重復(fù)壓裂是中低滲透油藏開發(fā)后期穩(wěn)油控水的重要措施[11]。由于老裂縫油藏附近的原油已全部被采出，必須通過重復(fù)壓裂技術(shù)，在油藏中打開新的裂縫通道，更大范圍的溝通未動用的油層，改善油藏開發(fā)效果。針對白246井區(qū)初期產(chǎn)量高，目前產(chǎn)量臺階式下降的油井，開展小型壓裂措施，提高油井單井產(chǎn)量（見表2）。

表2 白246井區(qū)措施優(yōu)選井計劃表

4.4 水淹井復(fù)產(chǎn)

針對底水油藏底水錐進(jìn)導(dǎo)致的水淹，2017年，元中區(qū)進(jìn)行了堵水試驗，取得較好效果。具體方案是在油水接觸面注入水泥，形成人造夾層，然后重復(fù)射孔，小型壓裂（見圖7）。根據(jù)這種思路，可在白246井區(qū)油藏中部，油層厚度較大的水淹井中開展試驗，優(yōu)先實施懷44-35井、懷47-46井、懷49-50井和懷50-53井。

圖7 抑制底水錐進(jìn)人造隔板示意圖

4.5 完善注采井網(wǎng)和油井轉(zhuǎn)注

在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，研究剩余油分布，確定主要挖潛對象。一是針對油藏邊部，井網(wǎng)不完善井，實施油井轉(zhuǎn)注，提高水驅(qū)控制程度，計劃實施5口井；二是抑制邊底水快速推進(jìn)，及時補(bǔ)充地層能量，計劃實施轉(zhuǎn)注4口井。

圖8 開發(fā)調(diào)整方案含水率對比曲線

圖9 開發(fā)調(diào)整方案累產(chǎn)油量對比曲線

4.6 開發(fā)效果預(yù)測

在開發(fā)方案優(yōu)化、措施調(diào)整的基礎(chǔ)上，利用油藏數(shù)值模擬方法，進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測，相比于目前開發(fā)方案，到2028年，白246井區(qū)預(yù)測增產(chǎn)原油8.7×104t，采收率提高1.9%，含水率略有上升（見圖8、圖9）。可以看出：通過綜合調(diào)整方案，白246井區(qū)達(dá)到了穩(wěn)油控水的目的，油藏開發(fā)效果得到明顯改善。

5 結(jié)論

（1）元城油田白246井區(qū)合理開發(fā)技術(shù)政策的注采比為0.6，最優(yōu)采液強(qiáng)度為0.4 m3/m·d。

（2）中低滲透油藏合理的穩(wěn)油控水措施主要有重復(fù)壓裂、水淹井復(fù)產(chǎn)、完善注采井網(wǎng)和高含水油井轉(zhuǎn)注。

（3）中低滲透油田隨著開發(fā)的進(jìn)行，面臨的矛盾將越來越復(fù)雜，需要不斷的創(chuàng)新，綜合運用多種技術(shù)手段，充分挖潛油藏剩余潛力，進(jìn)一步提高中低滲透油藏的開發(fā)效果。