夏9井區(qū)低滲礫巖油水同層油藏面積調(diào)剖技術(shù)應(yīng)用淺析

熊良（中國(guó)石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

夏9井區(qū)低滲礫巖油水同層油藏面積調(diào)剖技術(shù)應(yīng)用淺析

熊良（中國(guó)石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

夏子街油田夏9井區(qū)2006年開(kāi)發(fā)，2010年底已經(jīng)呈現(xiàn)出含水高、遞減大、見(jiàn)效差異大、水淹水竄嚴(yán)重、急需開(kāi)展調(diào)剖堵水治理。利用電位監(jiān)測(cè)技術(shù)和水驅(qū)前緣研究驗(yàn)證水流優(yōu)勢(shì)通道、明確注水前緣，明確了油井高含水治理方向。油藏從2010年開(kāi)始實(shí)施面積調(diào)驅(qū)，實(shí)施后井口油量綜合遞減有明顯的下降，為同類(lèi)低滲高含水期油藏開(kāi)發(fā)提供了借鑒。

油水同層；電位監(jiān)測(cè)；水驅(qū)前緣；面積調(diào)剖

夏9井區(qū)八道灣組油藏構(gòu)造形態(tài)為一狹長(zhǎng)的北東向鼻狀背斜。為一套砂礫巖正旋回陸源粗碎屑沉積，自上而下發(fā)育J1b1、J1b4、J1b5三個(gè)砂層組，其中J1b5砂層組為主力油層，有效厚度8m。主要沉積辮狀河道和心灘微相，物源方向?yàn)楸睎|-南西向。1991年探明含油面積9.68km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為377.5× 104t。

2006年采用井距為350m反七點(diǎn)法井網(wǎng)形式注水開(kāi)發(fā)，目前采油井開(kāi)井?dāng)?shù)61口，日產(chǎn)液554t，日產(chǎn)油72t，綜合含水率87%，采油速度0.7%，累積產(chǎn)油39.0×104t，采出程度10.4%。

1 開(kāi)發(fā)中存在問(wèn)題

該油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，變異系數(shù)高達(dá)5.4、級(jí)差2218.4、突進(jìn)系數(shù)55.3。開(kāi)發(fā)后第4年含水高達(dá)80%、水淹井達(dá)12口，綜合遞減為30.3%，含水上升速度快為6.2%，三次注水整體調(diào)控都未能控制含水上升，油藏注水調(diào)整難度加大。

2 面積調(diào)剖技術(shù)的研究

2.1 水驅(qū)前緣變化規(guī)律研究

采用電位監(jiān)測(cè)法確定水驅(qū)油方向變化情況。低值表示了油水混合體，高值區(qū)為地層水的反映，通過(guò)兩次對(duì)比確定注水方向變化、水井注水推進(jìn)方向及受效面積。

采用物質(zhì)平衡法計(jì)算水侵量，包括天然水驅(qū)動(dòng)和人工注水驅(qū)動(dòng)。油藏整體天然水侵占15%，注入水侵占85%。

利用試井模型和油藏工程方法確定單井水驅(qū)前緣位置，全區(qū)平均水驅(qū)前緣位置位于水井周?chē)?86m處。

2.2 面積調(diào)剖技術(shù)應(yīng)用淺析

2010 至目前，采用聚合物微球、SR-3微球體系、核殼、納米等多種組合，2種方案分別實(shí)施。共調(diào)剖28井組，當(dāng)年井均增油151噸，累積4241噸。

整體增油效果明顯，但逐年下降趨勢(shì)。2011年井均增油228噸，累積1810噸；2012年井均增油116噸，累積1044噸；2013年井均增油106噸，累積956噸。

實(shí)施方案一，采用同種調(diào)剖劑（納微米聚合物微球組合體系）效果差。第一年4口井平均增油量317噸；第二年3口井平均增油量87噸。測(cè)試吸水剖面7井次，厚度動(dòng)用由67.3%提高到73.5%。

實(shí)施方案二，逐年改變藥劑，效果基本穩(wěn)定。第一年4口井，采用SR-3+凍膠體系，單井增油量136噸；第二年6口井，采用SR-3+微球體系，單井增油量130噸；第三年9口井，采用核殼+微球+納米體系，單井增油量106噸。測(cè)試吸水剖面19井次，厚度動(dòng)用由51.4%提高到59.1%。

注水方向變化明顯：X1511井多方向變?yōu)闁|西向加強(qiáng)，X1517井南北向變?yōu)槲鞅睎|南向，X1519井南偏東向變?yōu)闁|西向，X1513東偏北變?yōu)楸逼飨?。因此可以判斷本區(qū)四井均獲得良好注水效果，波及區(qū)域達(dá)到了油水混合區(qū)域，波及面積超過(guò)1萬(wàn)平方米。

施工參數(shù)分析：調(diào)剖單井累積增油和每米注入量、注入總量正相關(guān)，和排量成反比；累積增產(chǎn)100噸以上井，對(duì)應(yīng)排量＜40m3/d，注入總量＞2000m3，每米注入＞200m3/m。

3 控水穩(wěn)油效果

3.1 壓力逐步恢復(fù)，保持程度趨于合理

同井點(diǎn)壓力對(duì)比9口，5口上升2口穩(wěn)定2口下降，平均地層壓力由實(shí)施前的10.1 MPa上升至實(shí)施后的11.2MPa，上升1.2MPa。

3.2 開(kāi)發(fā)指標(biāo)明顯變好

采液速度由實(shí)施前的4.56%上升到的5.4%；采油速度穩(wěn)定在1.1%左右、綜合含水穩(wěn)定在80%左右，階段含水上升率由實(shí)施前的6.4%下降到2.3%

3.3 注水波及體積增大，油層動(dòng)用程度提高

同井點(diǎn)對(duì)比4口井吸水、產(chǎn)液剖面，連續(xù)三年總體上剖面動(dòng)用程度逐年提高，由75.8%上升至81.1%，剖面上J1b53明顯提高、J1b51含水得到控制。

3.4 注入水利用率高，水驅(qū)控制程度提高

根據(jù)油藏采出程度與含水率關(guān)系，油藏含水在75%時(shí)，基本在理論采收率16%附近運(yùn)行，當(dāng)近兩年通過(guò)穩(wěn)產(chǎn)研究與實(shí)施，含水雖上升，但油藏有向18%最終采收率靠近，較之前采收率提高2個(gè)百分點(diǎn)。

3.5 水驅(qū)動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量增加

該油藏從累積產(chǎn)量8.6萬(wàn)噸開(kāi)始，通過(guò)優(yōu)化注水，油井措施后每一階段水驅(qū)動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量均在增加。

3.6 油藏遞減得到有效控制

經(jīng)過(guò)三年的治理，油量遞減從30.3%減緩到目前13.2%，減緩遞減增油1.3×104t，采收率由16%提高到18%，增加可采儲(chǔ)量1.51×104t。

4 結(jié)語(yǔ)

（1）利用水驅(qū)前變化規(guī)律成果開(kāi)展區(qū)域面積深部調(diào)剖，有效擴(kuò)大注入水波及體積，提高驅(qū)油效率效果明顯；

（2）油藏采取調(diào)驅(qū)、同區(qū)連續(xù)調(diào)剖，逐年優(yōu)化藥劑，效果持續(xù)較好。

[1]李中鋒，何順利.低滲透儲(chǔ)層非達(dá)西滲流機(jī)理探討.北京：特種油氣藏，2005（12）：35-38

[2]李東霞，蘇玉亮等.低滲透儲(chǔ)層驅(qū)替特征.油氣地質(zhì)與采收率，2006（13）：65-67

熊良（1982-），男，中級(jí)工程師，2006年畢業(yè)于西安石油大學(xué)資源勘查專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開(kāi)發(fā)工作。