姬塬油田羅一區(qū)長8油藏低產(chǎn)低效井對策分析

柯先啟

(1.西北大學(xué)，陜西 西安 710069;2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西 榆林 718600)

1 區(qū)域地質(zhì)背景

砂體的匯聚中心稍向北移，為馮地坑 －后洼 －馬家山地區(qū)，油氣主要靠疊置的砂體由長7烴源巖運移至長81砂體中;長821油層與滲透率平面分布耦合更好一些，而部分區(qū)域又不完全受滲透率平面分布控制，受微裂縫的影響，以微裂縫運移為主;長822油層與滲透率的平面分布耦合較好，只有滲透率的高值區(qū)才有油層的分布，微裂縫疏導(dǎo)成藏。

姬塬油田羅1區(qū)長8油藏區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構(gòu)造平均坡度小于1°，區(qū)域構(gòu)造上發(fā)育近東西向的鼻狀隆起，寬度約3～5 km。

姬塬油田羅一區(qū)長8儲集層為一套粉砂－細(xì)砂巖，巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖，主要孔隙類型為粒間孔、長石溶孔，平均孔徑71 μm。該區(qū)域發(fā)育微裂縫，主要為燕山期和喜山期板塊構(gòu)造運動產(chǎn)生的次生縫，形成北東東和南西西向的構(gòu)造縫與成巖縫。根據(jù)前人巖樣分析統(tǒng)計可知，姬塬油田羅一區(qū)長8油藏孔隙度主要分布在6%～10%;滲透率分布在 0.2 ～0.6 ×10－3μm2，屬于典型的低孔低滲油氣藏。

研究區(qū)長8油藏分布主要受沉積相帶分布的控制，以三角洲前緣亞相為主，水下分流河道自北向南發(fā)育條帶狀砂體。長811及長812油層最有利相帶為水下分流河道及改造河口壩的主要砂體發(fā)育區(qū)，各分支河道砂體規(guī)模不盡相同，

2 開發(fā)現(xiàn)狀分析及存在問題

姬塬油田羅一區(qū)長8油藏自2007年進(jìn)行開發(fā)試驗，此后不斷開采，目前已基本完善菱形反九點井網(wǎng)。根據(jù)構(gòu)造區(qū)域及開采時期的不同，分別采用超前注水、同步注水、滯后注水的方式增加產(chǎn)能，提高采收率。

開采實驗期，主要采用超前注水方式，鉆井9口，平均油層14.4 m，超前注水46天，平均單井注水1 600～2 000 m3，油井投產(chǎn) 6口，平均單井日產(chǎn)液 8.1 m3，日產(chǎn)油 5 t，含水26.9%，動液面1 252 m，水井投注 4口，單井日注 20 m3，注水強度為 1.2 m3/m·d。

表1 實驗期9口鉆井注水前后注水受效情況

如上表所示，從40天后測試數(shù)據(jù)對比可以看出:羅一長8油藏主側(cè)向注水受效基本均勻，地層壓力明顯上升，見效明顯，生產(chǎn)動態(tài)保持良好形勢。

開發(fā)中期，為控制含水上升速度，局部地區(qū)采用近同步注水或者滯后注水方式開發(fā)，導(dǎo)致地層壓力逐步降低;同時，由于油藏區(qū)塊發(fā)育微裂縫，局部地區(qū)油井見水快，甚至出現(xiàn)水線溝通現(xiàn)象;南部裂縫發(fā)育區(qū)，見水方向復(fù)雜，剖面矛盾突出。

3 措施及對策分析

隨著開發(fā)的不斷推進(jìn)，低產(chǎn)低效井逐漸增多，面對開發(fā)形勢的嚴(yán)峻性，精細(xì)化管理已成為穩(wěn)產(chǎn)增效的唯一手段。

3.1 低產(chǎn)、低含水油井治理

開發(fā)中期，局部地區(qū)采用近同步注水或者滯后注水方式開發(fā)，導(dǎo)致地層壓力逐步降低，地層能量出現(xiàn)嚴(yán)重虧空，造成大區(qū)域低產(chǎn)、低含水的油井出現(xiàn)。如圖 1所示，地158－3井，目前含水低于15%，日產(chǎn)液能力低于1.0 m3，經(jīng)測試與研究得知:其臨井地 158－4油井 2012年地層壓力為 14.2 MPa，2013年地層壓力下降為 9.2 MPa，2014年地層壓力迅速遞減為7.98 MPa，其低產(chǎn)低效的主要原因是地層壓力保持水平極差。而現(xiàn)場顯示，地158－3油井對應(yīng)水井地157－3井、地159－3井由于注水壓力高，長期注不進(jìn)。

目前，該種情況在羅一長8油藏廣泛存在，而在實際現(xiàn)場開發(fā)中顯示，均衡注水是綜合經(jīng)濟(jì)成本、見效程度等方面切實可行的補充地層能量的方法，并且在一定區(qū)域取得了較好的效果。通過分析可知，姬塬長8油藏正常注水效果不好的原因是長8儲層致密、非均質(zhì)性強、喉道半徑細(xì)小。對于注水井在投注后即達(dá)不到配注要求，可以借鑒對油井儲層改造的工藝模式，開展爆燃壓裂、加砂壓裂、不加砂酸壓等壓裂改造工藝試驗。加大儲層的改造力度，控制壓裂規(guī)模，以壓開近井地帶、溝通地層裂縫，擴大滲流面積。

因此，適當(dāng)增注或復(fù)壓生產(chǎn)低產(chǎn)油井對應(yīng)的注水井，補充近井地帶地層能量，可以有效地提高單井產(chǎn)能。

3.2 含水突變井治理

姬塬羅一長8油藏在在投產(chǎn)開發(fā)后產(chǎn)量遞減快，為了穩(wěn)產(chǎn)，采用注水開發(fā)的方式來補充地層能量，但由于基質(zhì)滲流等因素影響，注水見效后部分油井含水迅速上升，甚至造成井間水淹、水串現(xiàn)象。

根據(jù)計秉玉，戰(zhàn)劍飛等研究可知，減小井與井之間的距離，可以縮短低滲地層的見效時間，而在實際生產(chǎn)中井網(wǎng)間距已經(jīng)密集，只有重復(fù)壓裂、改變裂縫的方向，才能縮短井距效果。在不考慮非達(dá)西滲流情況下，利用低滲儲層的平均參數(shù)來計算低滲透基質(zhì)的見水時間，在此采用李傳亮教授的流管法公式可計算得知:即使忽略低滲透儲層的啟動壓差，油井在基質(zhì)滲流情況下見水也是非常緩慢的，基本在10年以上。而姬塬羅一長8油藏部分油井見水時間一般在6個月以內(nèi)，所以，該區(qū)塊油井迅速見水肯定是由于天然裂縫或人工裂縫造成的。

以地162－02井為例，該井在投產(chǎn)后含水一直在15%之內(nèi)，注水井地163－02井投產(chǎn)后 3個月，油井地163－02井含水上升至50%，根據(jù)示蹤劑同位素顯示，地162－02油井含水上升因素主要因為地162－02井與地163－02井井間微裂縫溝通。

在羅一區(qū)長8油藏，油井投產(chǎn)后迅速見水現(xiàn)象極為突出，由于油水、井之間關(guān)系明確，采取油井深部堵水措施效果明顯。因此，針對羅一區(qū)長8油藏反映迅速、關(guān)系明確的油水、井，可以通過水井堵水調(diào)剖、油井深部堵水等措施提高單井效率。

3.3 剖面矛盾突出井治理

姬塬羅一區(qū)長8油藏在開發(fā)期主要采用滯后或近同步注水方式，地層能量得不到及時補充使?jié)B透率傷害大，加之儲層非均質(zhì)性強、基質(zhì)滲透率低、導(dǎo)壓能力低，滲流阻力大，啟動壓差、流固耦合等使基質(zhì)注水見效慢或長期不見效;開發(fā)中后期，注水強度大、注水壓力不穩(wěn)易使天然裂縫開啟，加之注水井普遍經(jīng)過壓裂，天然裂縫發(fā)育不均衡易造成方向性水淹;注水井網(wǎng)不完善，沒有全層段射孔，造成隔夾層多易造成垂向上剩余油的存在。

隨著不斷開發(fā)，姬塬油田羅一區(qū)長8油藏，油水界面張力增加，原油粘度變大，流動阻力增加，導(dǎo)致水驅(qū)效果越來越差。因此，急需引進(jìn)新的驅(qū)油方式來提高單井產(chǎn)能。二氧化碳在地層中流動性好、能夠使原油體積發(fā)生膨脹、降低原油密度和降低界面張力等優(yōu)點，且已被廣泛引用于提高提高采收率技術(shù)。郭平等認(rèn)為注入0.7倍空隙體積的二氧化碳后就能形成有效地傳質(zhì)通道。因此，筆者認(rèn)為:針對姬塬油田羅一區(qū)長8油藏注采矛盾突出、生產(chǎn)井見效比例低、差異大等特點，可采用水氣交替方式注二氧化碳，能夠有效地擴大二氧化碳波及體積，降低剩余油飽和度，提高采收率。

4 結(jié)語

(1)結(jié)合姬塬油田羅一區(qū)長8油藏特征，對于低產(chǎn)、低含水油井，適當(dāng)增注油井對應(yīng)的注水井，可適當(dāng)提高其單井產(chǎn)能;對于油水關(guān)系明顯的高含水油井，采用堵水調(diào)剖、深部堵水等措施，可有效控制其見水井速度與程度。

(2)基于姬塬油田羅一區(qū)長8油藏微裂縫發(fā)育、簡見水快等特點，二氧化碳?xì)怛?qū)可作為一種新方法廣泛應(yīng)用于姬塬油田羅一區(qū)長8油藏。

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