W 區(qū)塊D1 油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)研究

樊緒永，張 鵬，張小衡，田三忠，張玉秋，李 兵

（1.成都理工大學(xué)，四川成都 610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

W 區(qū)塊D1 油藏發(fā)育一系列由東向西傾沒(méi)的小型鼻狀隆起。主力動(dòng)用層位為C1、C2 儲(chǔ)層，孔隙度12.9%，空氣滲透率1.73×10-3μm2，為中等非均質(zhì)性特低滲透儲(chǔ)層[1]。W 區(qū)塊D1 油藏共建油井939 口，開(kāi)油井814口，日產(chǎn)液量2 523 t，日產(chǎn)油量1 744 t，單井日產(chǎn)油2.14 t，綜合含水30.9 %，累計(jì)產(chǎn)油411.965 4×104t，開(kāi)水井313 口，日注水量8 953 m3，月注采比2.61。

1 水驅(qū)狀況及開(kāi)發(fā)矛盾

W 區(qū)塊D1 油藏目前處于低含水開(kāi)發(fā)期，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度69.8 %，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度94.6 %，水驅(qū)狀況整體穩(wěn)定，但仍存在以下開(kāi)發(fā)矛盾：（1）油藏整體流壓偏低，油井脫氣半徑大，流體黏度低，油層滲流能力低，堵塞物在較深部位沉積，引起油層深部堵塞；（2）注水井剖面上吸水狀況不均勻，注入水沿高滲段突進(jìn)，造成部分油井層內(nèi)、層間產(chǎn)液不均，含水上升快，見(jiàn)水井?dāng)?shù)增多；（3）水驅(qū)狀況整體穩(wěn)定，但平面上吸水不均，不同區(qū)域動(dòng)態(tài)特征差異大，低產(chǎn)井連片分布，長(zhǎng)期不見(jiàn)效。

2 開(kāi)發(fā)技術(shù)分析

2.1 壓力系統(tǒng)分析

2.1.1 地層壓力 由W 區(qū)塊D1 油藏采油井的實(shí)際壓力數(shù)據(jù)以及生產(chǎn)數(shù)據(jù)，統(tǒng)計(jì)繪制出采油井壓力保持水平與油井產(chǎn)液量以及含水率變化的關(guān)系圖（見(jiàn)圖1、圖2），分析認(rèn)為W 區(qū)塊D1 油藏的合理地層壓力保持水平為原始地層壓力的90 %～110 %。

圖2 W 區(qū)含水與壓力保持水平散點(diǎn)圖

另外，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)[2]，研究區(qū)油藏的油層中部深度折算成對(duì)應(yīng)高度的靜水柱壓力，取該壓力的80 %也可認(rèn)為是合理地層壓力。W 區(qū)塊D1 油藏的油層中部深度1 770 m，按80 %靜水柱壓力確定合理地層壓力為13.88 MPa。通過(guò)兩種方法最終確定合理地層壓力應(yīng)保持在原始地層壓力的85 %～110 %。原始地層壓力為14.9 MPa，目前地層壓力為13.52 MPa，是原始地層壓力的90.7%，目前地層壓力保持水平基本合理。

2.1.2 流動(dòng)壓力 本次研究主要采取油藏工程方法確定各個(gè)油藏合理流動(dòng)壓力范圍，采用以下三種方法。方法一：利用經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算。

式中：PR-地層壓力，MPa；Pb-飽和壓力，MPa；Pwfmin－油井最低允許流動(dòng)壓力，MPa。

方法二：利用油井最低允許流動(dòng)壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關(guān)系式計(jì)算。

方法三：根據(jù)流入動(dòng)態(tài)曲線（IPR 曲線法）進(jìn)行節(jié)點(diǎn)分析。

建立不同壓力保持水平下不同含水率與流壓的關(guān)系，得出目前地層壓力和含水階段下的合理流壓值。運(yùn)用該方法繪制出W 區(qū)塊D1 油藏不同壓力保持水平下的IPR 曲線（見(jiàn)圖3），可以得出在目前壓力保持水平及含水率情況下的采油井的合理流壓：6.8 MPa。利用以上三種油藏工程方法計(jì)算W 區(qū)塊D1 油藏的油井合理流壓，結(jié)果分別為6.33 MPa、6.14 MPa、6.80 MPa，取平均值為該區(qū)塊油井合理流壓為6.42 MPa，而目前流壓為1.98 MPa，流壓偏低。

圖3 W 區(qū)塊D1 油藏IPR 曲線

2.2 注水措施分析

2.2.1 注水強(qiáng)度 在細(xì)分開(kāi)發(fā)單元的基礎(chǔ)上，研究分區(qū)合理注水強(qiáng)度，在此基礎(chǔ)上針對(duì)不同的開(kāi)發(fā)特征，通過(guò)優(yōu)化注水參數(shù)，改善油田開(kāi)發(fā)效果[3]。

方法一：利用注水強(qiáng)度與采油速度的關(guān)系計(jì)算。

式中：qi-單井注水量，m3；h-注水層厚度，m；F-油藏含油面積，km2；So-含油飽和度，%；fw-綜合含水，%；n注-注采井?dāng)?shù)比，無(wú)因次；Vo-采油速度，%；φ-孔隙度，%。

方法二：利用注水強(qiáng)度與注采井距的關(guān)系計(jì)算。

式中：qi-單井注水量，m3；h-注水層厚度，m；m-注采比，無(wú)因次；Pwf-采油井井底流動(dòng)壓力，MPa；Pj-注水井井底流動(dòng)壓力，MPa；Rwo-注采井距，m；Rw-注水井井徑，m；Kw-水相相對(duì)滲透率，%。

方法三：在考慮啟動(dòng)壓力梯度影響時(shí)，注水井注水強(qiáng)度公式為：

式中：qi-單井注水量，m3；h-注水層厚度，m；K-地層滲透率，mD；Pf-井底流動(dòng)壓力，MPa；-地層油水兩相平均壓力，MPa；λ-變換系數(shù)，無(wú)量綱；A-井網(wǎng)面積，m2；rw-油井半徑，m；Bw-地層水體積系數(shù)，無(wú)因次；μw-地層水黏度，mPa·s。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果（見(jiàn)表1），為下步調(diào)整提供了依據(jù)。東部低產(chǎn)區(qū)與水平井網(wǎng)區(qū)注水強(qiáng)度偏低，東部低產(chǎn)區(qū)需要加大注水強(qiáng)度，水平井網(wǎng)區(qū)局部微調(diào)；中南部高產(chǎn)區(qū)C2 層注水強(qiáng)度偏低，建議該區(qū)加強(qiáng)監(jiān)控及時(shí)調(diào)整。2.2.2 注采比 合理的注采比能保持合理的地層壓力，從而使油田具有旺盛的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力，降低無(wú)效能耗，并取得較高原油采收率。

方法一：油藏工程方法。

式中：R-注采比；Bo-油的體積系數(shù)；Bw-水的體積系數(shù)；fw-含水率，%；Ct-油層綜合壓縮系數(shù)，1/MPa；V-油層體積，m3；ΔP-壓力變化，MPa；qo-日產(chǎn)油，t；qw-日注水，m3。

表1 W 區(qū)塊D1 油藏合理注水強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)表

圖4 W 區(qū)東部低產(chǎn)區(qū)日產(chǎn)油與注采比關(guān)系散點(diǎn)圖

圖5 W 區(qū)東部低產(chǎn)區(qū)含水率與注采比關(guān)系散點(diǎn)圖

方法二：數(shù)理統(tǒng)計(jì)方法。

利用動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)確定出每個(gè)區(qū)塊日產(chǎn)油與含水率同注采比的關(guān)系散點(diǎn)圖，選取各個(gè)區(qū)塊產(chǎn)油相對(duì)較高，含水相對(duì)較低的注采比重合區(qū)域作為各個(gè)區(qū)塊的合理注采比（見(jiàn)圖4、圖5）。

結(jié)合油藏工程法和礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)法得出W 區(qū)塊D1 油藏各區(qū)塊的合理注采比，與目前注采比對(duì)比可以看出水平井網(wǎng)區(qū)、西部高產(chǎn)區(qū)和中南部高產(chǎn)區(qū)的注采比相對(duì)較合理，東部低產(chǎn)區(qū)注采比相對(duì)偏低，西南部低產(chǎn)區(qū)、矩形井網(wǎng)區(qū)以及西北部出水區(qū)注采比相對(duì)偏高，所以東部低產(chǎn)區(qū)、西南部低產(chǎn)區(qū)、矩形井網(wǎng)區(qū)和西北部出水區(qū)需采取一定的措施，使注采比趨于合理（見(jiàn)表2）。

3 開(kāi)發(fā)技術(shù)調(diào)整及評(píng)價(jià)

3.1 提高水驅(qū)效率

針對(duì)注水井吸水剖面吸水不均、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低的現(xiàn)狀，實(shí)施暫堵酸化、淺層調(diào)剖、酸化增注調(diào)剖，提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度；針對(duì)裂縫高度發(fā)育造成的油井水淹，實(shí)施裂縫性見(jiàn)水井實(shí)施深部調(diào)剖、油水井雙向調(diào)剖，均衡油藏平面水驅(qū)，恢復(fù)見(jiàn)水油井的產(chǎn)能，提高區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果。

3.1.1 實(shí)施分層注水 W 區(qū)塊D1 油藏剖面上疊加程度較高，籠統(tǒng)注水在多層系開(kāi)發(fā)油藏中弊端較多，容易造成剖面上吸水狀況差，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。W 區(qū)塊D1 油藏在開(kāi)發(fā)初期即實(shí)現(xiàn)了油藏分層注水，有效的緩解了油藏層間矛盾。截止目前W 區(qū)塊D1 油藏已完成分層注水251 井次，分注率達(dá)到了80.2 %，實(shí)施大面積分注后，油藏整體生產(chǎn)形勢(shì)穩(wěn)定，壓力逐步上升，水驅(qū)狀況穩(wěn)定。

3.1.2 強(qiáng)化剖面治理，改善井組水驅(qū) W 區(qū)塊D1 油藏剖面水驅(qū)不均主要表現(xiàn)為單層（段）不吸水，不吸水層段單層液量下降，單吸一層的層段因注水強(qiáng)度大造成單層水淹。針對(duì)油藏層內(nèi)層間矛盾逐年加劇的現(xiàn)狀，2014 年實(shí)施酸化調(diào)剖20 井次，措施后7 口可對(duì)比井吸水厚度由17.5 m 上升到20.3 m，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由61.0 %上升到70.8 %，對(duì)應(yīng)油井月度遞減變緩。

表2 W 區(qū)塊D1 油藏合理注采比統(tǒng)計(jì)表

表3 W 區(qū)塊D1 油藏2012-2014 年油井堵水實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

3.1.3 開(kāi)展油水井雙向堵水，減緩含水上升 2014 年油水井堵水由單點(diǎn)堵水向區(qū)域整體調(diào)驅(qū)轉(zhuǎn)變，由單一油井堵水向油水井雙向堵水轉(zhuǎn)變。全年針對(duì)W 區(qū)塊D1 油藏含水快速上升的現(xiàn)狀，實(shí)施化學(xué)堵水18 井次，化學(xué)堵水后注水壓力由8.3 MPa 上升到10.1 MPa，對(duì)應(yīng)井組含水上升速度減緩。

針對(duì)油層物性條件較好，但因儲(chǔ)層裂縫溝通導(dǎo)致的暴性水淹油井，先對(duì)井組內(nèi)對(duì)應(yīng)水井實(shí)施堵水調(diào)剖措施，改善剖面吸水狀況，均勻水驅(qū)方向，再對(duì)水淹井實(shí)施油井堵水措施，雙向封堵油水井間大孔道，降低水淹油井含水，提高單井產(chǎn)量。W 區(qū)塊D1 油藏于2012-2014 年共實(shí)施油井堵水措施17 井次，有效13 井次，累計(jì)增油2 335 t，措施后油井液量下降明顯，措施降水效果明顯（見(jiàn)表3）。

3.2 注采方案調(diào)整

注采方案調(diào)整主要是針對(duì)研究區(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中出現(xiàn)的壓力平面分布不均衡，部分油井流壓過(guò)低的現(xiàn)狀，著重對(duì)油藏的注采比以及井底流動(dòng)壓力進(jìn)行調(diào)整。針對(duì)高壓區(qū)控制注水，均衡地層壓力；針對(duì)低見(jiàn)效、低含水區(qū)強(qiáng)化注水、提高注采壓差，以改善水驅(qū)效果。

3.2.1 合理地層流壓 W 區(qū)塊D1 油藏2014 年初平均流壓僅為1.98 MPa。針對(duì)油藏流壓較低的問(wèn)題，采取上提泵掛的方法可以提高流壓，2014 年實(shí)施66 井次，平均單井上提泵掛220 m，上提泵掛后流壓明顯回升，液量回升明顯，含水有所下降。

3.2.2 優(yōu)化注采調(diào)整 根據(jù)合理注水強(qiáng)度及注采比分析，2014 年W 區(qū)塊D1 油藏以補(bǔ)充油藏能量為目的，堅(jiān)持“小層精細(xì)調(diào)整，油藏整體優(yōu)化注水”的注水開(kāi)發(fā)思路，合理調(diào)整分區(qū)域注水開(kāi)發(fā)技術(shù)（見(jiàn)表4）。2014 年優(yōu)化注水122 口井（236 層），優(yōu)化注水量945 m3，優(yōu)化注水后73 口油井見(jiàn)效，平均單井日增油1.10 t，油藏整體地層壓力由13.71 MPa 上升到14.68 MPa。

3.2.3 治理低產(chǎn)井，均衡平面采液 2014 年低產(chǎn)、堵塞井治理思路為：（1）重點(diǎn)對(duì)見(jiàn)水堵塞井、低產(chǎn)低含水高能量井采取酸化措施，釋放油層產(chǎn)能；（2）對(duì)油層物性較好，地層能量有保障，且長(zhǎng)期低產(chǎn)井實(shí)施重復(fù)壓裂改造并試驗(yàn)體積壓裂措施；（3）通過(guò)水驅(qū)分析及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)驗(yàn)證對(duì)高含水井出水層位進(jìn)行判斷，實(shí)施隔采、油井堵水等措施，恢復(fù)油井產(chǎn)能。全年共實(shí)施各類油井措施90 井次，平均單井日增油1.16 t，累計(jì)增油17 515 t，其中實(shí)施體積壓裂8 井次，平均單井日增油2.77 t（見(jiàn)表5）。

表4 W 區(qū)塊D1 油藏2013 年注水措施調(diào)整表

表5 W 區(qū)塊D1 油藏2014 年措施效果統(tǒng)計(jì)表

3.3 實(shí)施效果

（1）水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度上升。通過(guò)2014 年分層注水、化堵、剖面治理的實(shí)施，W 區(qū)塊D1 油藏水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由2013 年67.6 %上升到目前的71.2 %，與同區(qū)主力油藏對(duì)比較高。

（2）壓力平穩(wěn)回升。經(jīng)過(guò)2013-2014 年優(yōu)化小層注水，油藏壓力持續(xù)上升，與2013 年對(duì)比壓力保持水平由92.0 %上升到98.5 % ，8 口可對(duì)比井壓力由13.75 MPa上升到14.21 MPa，壓力恢復(fù)速度0.46 MPa/a。

（3）油藏含水上升趨勢(shì)減緩。通過(guò)改善平面、剖面水驅(qū)、優(yōu)化注水技術(shù)、均衡平面采液等措施的實(shí)施，油藏含水快速上升趨勢(shì)減緩，油藏開(kāi)發(fā)逐漸好轉(zhuǎn)。

［1］ 李道品.高效開(kāi)發(fā)低滲透油藏的關(guān)鍵和核心［J］.低滲透油氣田，2006，（3）：1-7.

［2］ 閔琪.低滲透油氣田研究與實(shí)踐［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2005.

［3］ 王道富，等.特低滲透油田注水開(kāi)發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001.