姬塬油田耿83長4+5、長6油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

畢銀旗 劉杰 張宏濤 駱世杰

摘要：姬塬油田耿83區(qū)2009年規(guī)模建產(chǎn)，動(dòng)用長4+5、長6兩套層系開發(fā)。本文在深入分析油藏儲(chǔ)層特性的基礎(chǔ)上，借鑒油藏精細(xì)描述，巖心觀察結(jié)果，分析總結(jié)了影響油藏穩(wěn)產(chǎn)的主要因素。通過精細(xì)注水調(diào)整、強(qiáng)化水驅(qū)治理、持續(xù)水井消欠、井網(wǎng)加密和高含水井治理等措施，使油藏開發(fā)形勢(shì)好轉(zhuǎn)。

關(guān)鍵詞：注水調(diào)整 水驅(qū)治理 水井消欠

1.油藏基本概況

姬塬油田耿83區(qū)構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部;主力含油層系長4+52、長61層，砂體走向近于北東～南西向，呈條帶狀展布。動(dòng)用含油面積：64.2km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量：2278.11×104t，平均油藏埋深：2400m/2445m，平均有效厚度：12.49m/12.40m，平均孔隙度：11.54%/9.19%，平均滲透率：0.39mD/0.40mD。

2.制約油藏穩(wěn)產(chǎn)的因素分析

2.1油藏儲(chǔ)層物性差，難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)

耿83長4+5、長6儲(chǔ)層巖石以粉細(xì)-細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖為主，屬小孔～微細(xì)喉型，油水兩相滲流區(qū)間小。長4+5到長6，油水兩相滲流帶的范圍變窄。注采壓差大（目前21.4Mpa），有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立。

2.2油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重 平面上：通過對(duì)耿83區(qū)主力單砂層“砂層厚度、有效厚度、滲透率”等數(shù)據(jù)分析研究，滲透率高值在油藏東部連片分布，在油藏西部呈土豆?fàn)罘植肌Ｖ髁τ蛯娱L4+522-2、長612-1平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面水驅(qū)具有明顯的方向性況。

剖面上：耿83油藏為三角洲前緣亞相沉積體系，剖面上受多期砂體疊置沉積的影響，接觸關(guān)系復(fù)雜，單砂層縱向上互層式分布，隔夾層發(fā)育，注入水易沿高滲帶突進(jìn)導(dǎo)致油井水淹。

2.3 欠注井比例高，能量補(bǔ)充困難

受儲(chǔ)層物性、注水水配伍性等因素影響，油藏欠注井較多，經(jīng)過歷年治理，目前仍有欠注井31口，占水井總井?dāng)?shù)的16.7%，日欠注524m?（扣除掃線停注的目前195m?），無法有效補(bǔ)充地層能量，制約油藏穩(wěn)產(chǎn)。

2.4 低產(chǎn)井比例大，治理難度大

近年來持續(xù)通過進(jìn)攻性措施加強(qiáng)低產(chǎn)井治理，累計(jì)開展治理212口，但目前產(chǎn)量小于0.5t的井仍有113口，占總井?dāng)?shù)的21.8%，且主要以高含水、儲(chǔ)層物性差為主，治理難度大，影響油藏整體開發(fā)效益。

3.穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對(duì)策及應(yīng)用

3.1精細(xì)注采調(diào)整，優(yōu)化注水政策

（1）合理開發(fā)技術(shù)界限研究

加強(qiáng)數(shù)值模擬研究，通過礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)、油藏工程對(duì)比，制定了分層系合理開發(fā)技術(shù)政策;長4+5層合理注采比5.0，長6層合理注采比5.5，合理壓力保持水平為90%-112%。

（2）平面注水技術(shù)政策優(yōu)化

在對(duì)開發(fā)矛盾及注水基礎(chǔ)規(guī)律研究的基礎(chǔ)上，以“能量補(bǔ)充為核心”，堅(jiān)持“平面、剖面”注水調(diào)整并重，以強(qiáng)化注水和不穩(wěn)定注水為主，18年優(yōu)化注水政策54井次。目前見效油井24口，單井日增油0.31t，降低自然遞減0.8%。

3.2強(qiáng)化剖面治理，提高水驅(qū)效率

（1）推廣數(shù)字式分注

針對(duì)常規(guī)測(cè)調(diào)不能達(dá)到精細(xì)小層配水的問題，為提升小層配注合格率，在油藏西部開展波碼數(shù)字式分注20井次，試驗(yàn)區(qū)地層壓力由14.3↑15.3MPa，層間壓差由0.4↓0.1 MPa，整體地層壓力逐步提升，對(duì)應(yīng)井組月度遞減1.23↑0.76%，適應(yīng)性良好。

（2）堵水調(diào)剖+選擇性增注+暫堵酸化

為緩解“層內(nèi)、層間” 矛盾為目的，以“選擇性增注+暫堵酸化+化堵調(diào)剖”為主要技術(shù)手段。14-18年實(shí)施調(diào)剖治理9井次，目標(biāo)井見效比例37.2%，調(diào)剖措施7口欠注。造成地層能量補(bǔ)充不足，液量明顯下降。16-18年實(shí)施暫堵酸化和選擇性增注共12井次，可對(duì)比井6口，吸水厚度9.3↑10.5m。

3.3持續(xù)消欠治理，夯實(shí)能量基礎(chǔ)

（1）納濾脫硫，改善注入水質(zhì)

針對(duì)注入水與地層水配伍性差，注水壓力上升較快，在姬九注、姬十一注安裝納濾脫硫裝置，投運(yùn)后硫酸根離子濃度由1564↓25mg/l，對(duì)應(yīng)注水井190口，其中46口見效井注水壓力18.6↓18.3MPa。18年新投水井壓力上升速率（0.12Mpa/月）明顯小于同區(qū)老井（0.28Mpa/月）。

（2）優(yōu)化措施工藝，強(qiáng)化消欠效果

歷年實(shí)施酸化增注138井次，有效93井次。通過降低HCl、HF濃度，提高有機(jī)酸、氟化銨濃度，增加反應(yīng)時(shí)間和穿透能力，不斷優(yōu)化酸液體系，提升措施效果。18年共計(jì)酸化措施45口，有效37口，有效率由67.4↑72.0%，其中自轉(zhuǎn)向酸、自生土酸、泡沫酸效果最好。

（3）系統(tǒng)增壓，提高注水能力

針對(duì)儲(chǔ)層物性較差，投注即欠注、多次治理無效欠注井，實(shí)施局部增壓注水，2018年在連片欠注區(qū)域安裝增壓注水撬6座，對(duì)應(yīng)36口欠注井，消欠32口，日增注m3，有效解決頑固欠注問題。

3.4油井措施挖潛，發(fā)揮油井產(chǎn)能

（1）低產(chǎn)井連片治理

根據(jù)不同的儲(chǔ)層和動(dòng)態(tài)特征確定了五個(gè)挖潛區(qū)域。優(yōu)選暫堵壓裂和暫堵酸化工藝，對(duì)水淹區(qū)側(cè)向低產(chǎn)井控規(guī)模、造短縫，注水見效程度低區(qū)域提排量增大儲(chǔ)層縱向動(dòng)用程度。近四年累計(jì)治理152口，平均單井產(chǎn)量由治理前的0.47↑1.15t，實(shí)施效果好。

（2）積極探索水淹井治理

針對(duì)孔隙型、裂縫-孔隙型見水井，以提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度為目標(biāo)，通過暫堵壓裂、油水井堵水等措施方式開展挖潛。2016-18年累計(jì)實(shí)施24井次，有效17井次，單井日增油0.8t，累計(jì)水淹井治理取得較好效果。下步在精細(xì)注采對(duì)應(yīng)研究的基礎(chǔ)上，強(qiáng)化水淹層識(shí)別及見水原因分析，開展原層堵水及堵水壓裂治理工藝。

3.5局部層系調(diào)整試驗(yàn)，提高開發(fā)水平

針對(duì)油藏合層開發(fā)，層間干擾大的問題，在剩余油富集的西部合采單元開展層系調(diào)整試驗(yàn)，2018年在西部合采單元繼續(xù)開展加密調(diào)整試驗(yàn)，投產(chǎn)26口，目前單井產(chǎn)能1.2t，投產(chǎn)后6個(gè)月平均月度遞減2.4%，較區(qū)域老井投產(chǎn)初期月度遞減6.3%明顯減小。

4.結(jié)論

1、儲(chǔ)層物性差、欠注井多、平面、剖面非均質(zhì)性強(qiáng)等是影響耿83長4+5長6油藏穩(wěn)產(chǎn)的主要因素。

2、通過對(duì)耿83區(qū)油藏地質(zhì)、滲流特征的認(rèn)識(shí)，通過精細(xì)注采調(diào)整，水井剖面治理，低產(chǎn)井的連片挖潛，局部井網(wǎng)優(yōu)化，是保證油藏穩(wěn)產(chǎn)的有效途徑。