羅1長8油藏中部提高水驅效率技術研究

羅 輝，周賓賓，姜益征，梁 濤

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 油藏基本概況

1.1 地質概況

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地中部，構造上處于天環坳陷中部東側。羅1 長8 油藏為西傾單斜，構造平均坡度小于1°，地層中發育一系列幅度較小的鼻狀隆起。羅1 長8 油藏為三角洲前緣沉積水下分流河道儲集體系，砂體平面上呈北西-南東條帶狀展布，屬低滲透巖性油藏。平均油層厚度10.5 m，平均孔隙度9.32 %，平均滲透率0.57 mD，儲層以微孔、微細喉道為主，物性較差。研究區域位于羅1 長8 油藏的中部馬家山東作業區管轄范圍，探明含油面積47.37 km2，可采儲量2 405.22×104t。

1.2 開發現狀

羅1 區塊中部2007 年產建評價，2008-2011 年規模開發，主體采用菱形反九點注采井網，局部區域采用水平井開發，目前油井總井數413 口，開井367 口，日產液水平943 t，日產油水平514 t，綜合含水41.5 %；注水井總井數161 口，開井152 口，日注水2 810 m3，單井日注19 m3；地質儲量采油速度0.75 %，采出程度9.2 %，月注采比2.08，累積注采比1.81。針對開發區域壓力、含水、井網情況將全區劃分成8 個流動單元，研究區域位于東北部微裂縫發育區，目前油井總井數152口，日產液水平303 t，日產油水平186 t，注水井53口，日注1 005 m3，產量占比38.0 %，井數占比36.8 %，平面矛盾突出、油井見水、注水井欠注、地層能量分布不均等問題嚴重影響水驅開發效果。

2 水驅特征分析

2.1 見效特征

羅1 區塊中部區域東北部微裂縫發育區目前有注水開發井152 口；已見效井121 口，見效周期28 個月，見效率79.4 %。根據產液量和產油量變化劃分為四種模式，見效增油型52 口，見效周期26 個月，見效后含水升高型48 口井，見效周期33 個月；見效穩定型21口井，見效周期29 個月；不受效型31 口，主要位于油藏邊部物性差，注水井欠注和裂縫側向井驅替系統未建立局部區域。

2.2 見水特征

2008 年至2019 年先后見效后含水上升井共計48口，影響油量81 t，見水井主要集中在2009-2014 年36口，見水類型以裂縫型和孔隙-裂縫型為主（見表1），投產即高含水的井占5.1 %，含水線性上升的16.5 %，裂縫開啟后線性上升井占比50.3 %，裂縫開啟后暴性水淹的28.1 %。見水井主要位于井組內北東-南西方向角井，占比56.1 %，次方向為北西-東南、近東西向，占比34.2 %，平均見水周期34 個月。

表1 東北部微裂縫發育區見水類型表

2.3 壓力特征

隨注水時間延長，東北部微裂縫發育區欠注井逐漸增多，部分井反復欠注形成骨頭欠注井，累計注水量分布不均，欠注井區和側向井受效不均，地層壓力分布不均，表現為欠注區持續低壓低產，2017 年通過一系列措施，地層壓力逐步回升，目前地層壓力保持水平89.0 %。

2.4 水驅特征

2015 年以來水驅控制程度逐漸升高，水驅儲量控制程度由96.6 %上升至97.3 %，水驅儲量動用程度穩中略有下降，目前74.6 %。

2.5 遞減特征

東北部微裂縫發育區初期遞減較大，2017 年以來持續治理，主向井控壓，側向引效，消欠注，油藏整體兩項遞減持續減緩，特別是進入2019 年通過轉注、控壓、注水政策調整，油井持續見效，兩項遞減大幅下降（見圖1），單井產能由0.92 t 上升到1.20 t。

3 水驅效果影響因素

3.1 微裂縫發育、水驅不均

通過巖心觀察可以知道，該區域儲層裂縫較為發育，裂縫形態主要有水平裂縫、斜交縫以及高角度裂縫[1]，其中高角度裂縫內有方解石填充。

通過成像測井解釋成果分析得出：姬塬長8 儲層的天然裂縫較發育，地199-48 井觀察到天然裂縫，該區裂縫走向均以北東向、近東西向為主。

地199-48 井小型壓裂和主壓裂裂縫監測結果，表明近井地帶裂縫主要沿北東-西南方向延伸，裂縫方位角61.7°，通過對比分析，羅1 區裂縫主方向是北東-西南向，次方向為北西-東南、近東西向，裂縫較為發育。

圖1 羅1 區塊東北部微裂縫發育區兩項遞減折線圖

東北部微裂縫發育程度高水驅狀況復雜，裂縫主向油井見水明顯，側向井受效差液量下降，有效滲透率下降，易形成低產井，產能損失嚴重[2]。

通過對比歷年生產動態變化微裂縫發育區產能下降主要集中在2015-2017 年，分析產能下降原因，主要為平面水驅不均、欠注井能量不足、地層堵塞三方面因素，其中平面水驅不均影響占比73.0 %，是該區域開發的主要矛盾。

3.2 注水井欠注，受效變差

東北部微裂縫發育區連片注入壓力高，欠注頻繁，降壓增注措施密度大（29 口/68 井次），注入壓力高，區塊整體注入壓力持續升高，目前全區大于18.5 MPa 注水井22 口，欠注井21 口。

東北部微裂縫發育區壓力整體呈上升趨勢，分析2019 年變化發現上升井壓力主要集中在16.0 MPa～21.0 MPa，分原因來看，其中堵水調剖壓力上升較大，存在堵死現象，建議下一步減少此類措施，采取爬坡壓力較小的堵水措施。

區域欠注井21 口，骨頭欠注井5 口，受長期欠注導致局部能量低，油井供液逐步變差，單井產能由1.2 t下降到1.1 t（和2018 年底對比）；高壓欠注井11 口（平均油壓19.5 MPa）。

3.3 局部區域物性差

羅1 長8 油藏填隙物成分明顯偏高，儲層性質較差，填隙物成分以鐵方解石、水云母、高嶺石、綠泥石為主，對儲層性質影響較大，其中，鐵方解石、綠泥石屬酸敏礦物，水云母屬水敏礦物。對比分析發現東北部微裂縫發育區邊部低產區單井產能平均0.5 t，孔隙度8.64%，相比正常9.78 %略低[3]，滲透率0.94 mD，相比區域平均1.57 mD 較低，表現為低產不受效。油藏邊部低產區域平均地層壓力17.9 MPa，見水井多，無爬坡壓力，堵調風險大，導致非優勢通道存在壓敏效應，難以形成有效的驅替系統。

4 提高水驅效果對策及效果分析

4.1 均衡平面采液

4.1.1 主向見水關停控制地層泄壓 針對局部裂縫主向見水井組形成無效短路循環、水驅效率低的問題，2016-2018 年實施停井控壓8 口，井組內側向井地層能量恢復。見水井停井5 口，控制生產參數2 口，13 口井注水見效，累計增油436 t，減少產水量7 040 m3。

4.1.2 見水井轉注 針對區域見水油井，為減少無效短路循環先后實施轉注3 口，累計補充注水量13 334 m3，井組內油井壓力升高，9 口井見效，累計增油296 t。

羅1 區塊東北部微裂縫區域矛盾特征，部分區域生產參數過大，從四個方面建立優化標準，分類分級開展參數優化，先后實施泵徑優化25 次，參數優化35次，合理生產參數，均衡平面采液，整體見效穩定。

4.1.3 優化采液參數 針對前期措施、見水井采液參數過大，根據油藏飽和壓力和IPR 曲線確定合理流壓值（6.0 MPa～8.0 MPa），結合宏觀控制圖，確定單井合理流壓區（見圖2）；通過對措施井優化生產參數（優化46 井次），保持合理沉沒度（措施井≥75 m），保證供采平衡。

從四個方面建立優化標準（見表2），分類分級開展參數優化，先后實施泵徑優化25 次，參數優化35次，合理生產參數，均衡平面采液，整體見效穩定。2019 年針對性實施見水井控壓，其中日產液量下降7.92 m3，日產油量未發生變化。

4.1.4 側向井引效 2015-2018 年東北部措施治理低產低效井42 口，見效31 口，措施有效率75.0 %，單井日增油0.7 t，以側向井壓裂引效為主[6]。

分類來看：（1）側向壓裂引效井增液幅度大，含水上升明顯；（2）注水正常、壓裂保持水平較高區域措施增產后，有效期長、含水較低；（3）油藏邊部和高壓欠注區域措施井增油效果不明顯，且有效期短，地層壓力對措施效果影響明顯。

2015-2018 年東北部微裂縫發育區側向引效37口，見效30 口，平均單井日增油0.7 t。分區域來看：主向油井控壓及水井調剖區域，水驅改善，措施效果相對較好；分方向來看：邊井相對角井（主應力方向）措施效果好，其中南北向邊井效果最好，含水上升幅度最小，東西向邊井及角井含水上升幅度大。

表2 羅1 長8 參數優化標準表

圖2 流壓與產量、含水對比關系圖

2019 年為進一步提高均衡采液改善水驅，開展了以增加泄油面積、提升導流能力為目的開展寬帶壓裂[4]，優化暫堵時機和暫堵劑粒徑，形成了縫端、縫內動態暫堵，實現增加裂縫與基質接觸面積，縮小驅替壓差為目的寬帶壓裂。2019 年累計完成16 口，增油2 860 t，平均單井日增油1.3 t，有效提高井組產量，建立有效驅替系統。

對比寬帶壓裂和常規壓裂，寬帶壓裂相比常規的引效措施日增油較大，常規措施當年平均日增油0.7 t，寬帶壓裂日增油1.3 t，增油效果好；常規的側向井壓裂引效措施有效期較長，說明通過改造引效措施建立了合理的驅替系統，水驅效率進一步提高。

4.2 優化注水政策

針對注入壓力高調剖選井受限，平面上，水驅呈多方向性，采油井與注水井連通，裂縫側向驅替范圍有限，物性參數差異大，當注水井注水時，高滲層升壓快，升壓后部分流體流入低滲層，當注水井停注或減少注水量時，低滲層部分流體流入高滲層北采出，可有效動用低滲透層的剩余油[5]。2019 年1 月起實施連片反階梯注水19 口，見效20 口，見效井以邊井為主，其中邊井13 口，角井7 口，日增油11.3 t，累計增油1 856 t，表現為含水降，液量升高，水驅效率提高。

4.3 提高地層能量

2019 年針對欠注井開展降壓增注5 口，日消欠注24 m3，累增注水量3 284 m3，系統改造2 處，日增注水量20 m3。針對注水頻發欠注，措施有效期短，自主強化三類井的注采調控，主要針對3 類（油藏邊部井組、鄰井欠注、低含水井組）。

油藏邊部井組：物性差，見效慢，提高配注有效刺激地層，實施6 井次，見效增油123 t；

鉆井停注補水：短期停注，恢復注水后按110.0 %，先后實施11 口，補水8 306 m3，未發現因鉆井停注而持續產能下降井；

鉆井停注鄰井補充能量：注水因鉆井停注，存在能量不足，液量下降風險，先后組織鄰近低含水井組強化注水16 井次，未發現產能下降明顯井組。

2019 年東北部微裂縫發育區共計鉆井停注27 井次，影響水量16 677 m3，先后補水20 井次。對比分析井組生產動態變化發現未補水井組停注期間影響產量較大，恢復注水后4～5 個月產能逐步回升；提前補水鉆停井組油井產能下降幅度小（＜0.3 t/d），恢復注水后產能可及時（當月）恢復；停注井鄰井組補水可有效減緩產能下降；鉆停后及時補水產能恢復及時后效一般1～2 個月可恢復正常，分析認為針對鉆井停注井，可采取提前補水、停中鄰井組補水、恢復后及時補水可最大限度的補充地層能量，減緩遞減。

4.4 效果評價

針對區域水驅矛盾，通過主向井控壓，側向井引效，階梯注水等措施東北部微裂縫發育區單井產能升高，采油速度加大，兩項遞減持續下降，主側向壓差變小，水驅改善明顯，整體開發形勢穩定向好。

5 結論和認識

（1）羅1 區塊長8 油藏微裂縫發育區主要見水方向為北東-南西向（裂縫方向），個別井見水方向為北西-南東向，見水方向呈現多向性，注采調控難度大。

（2）主向井控壓、側向井引效可以減少注水短路循環，控制地層泄壓，縮小側向井壓差，有效促進側向井見效，改善水驅。

（3）側向引效措施效果與措施區域和油井方向有關；分區域來看，主向油井控壓及水井調剖區域，水驅改善，措施效果相對較好；分方向來看，邊井相對角井（主應力方向）措施效果好，其中南北向邊井效果最好，含水上升幅度最小，東西向邊井及角井含水上升幅度大，側向引效應以南北向邊井為主。

（4）周期注水針對羅1 區塊邊部區域和見水區（油井見水方向不明）注水井無堵調爬坡壓力的區域可以有效促進油井見效，改善水驅開發效果。

（5）因鉆井停注井，會導致地層能量虧空，對應油井產能下降，補水可有效補充停注期間的地層能量損失，鉆停井組提前補水油井產能下降幅度小，恢復注水后產能可及時（當月）恢復；鉆停注水井鄰井組補水，在停井期間可有效減緩產能下降趨勢；鉆停后及時恢復注水按110.0 %補水，油井產能一般1～2 個月可恢復正常，所以針對鉆井停注井，可采取提前補水、停中鄰井組補水、恢復后及時補水的辦法，可最大限度的補充地層能量，減緩遞減。