堵水調(diào)驅(qū)在三疊系胡X區(qū)長4+5油藏應(yīng)用分析

雷兆豐，王 力，李 輝

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

1 油藏基本概況

1.1 地質(zhì)概況

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，從北向南發(fā)育兩排鼻狀隆起，各層間繼承性好，屬湖泊相三角洲沉積體系，主要儲集砂體為水下分流河道，儲層巖性以灰色、灰綠色極細(xì)～細(xì)粒、細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖為主，含少量長石質(zhì)巖屑砂巖。研究區(qū)主力開采層位為長4+5層，可分為長4+51和長4+52兩個油層組，主要含油層系為長4+52層，油層有效厚度為11.3 m。平均孔隙度11.7%，平均滲透率 0.69×10-3μm2，含油飽和度 50.0%，屬低孔、特低滲油藏。油藏不發(fā)育邊底水，原始驅(qū)動類型為彈性溶解氣驅(qū)。受成巖作用和沉積作用雙重影響，層內(nèi)連續(xù)性差，隔夾層發(fā)育，層間、層內(nèi)非均質(zhì)強(qiáng)[1]。

1.2 開發(fā)歷程

該區(qū)于2007年投入開發(fā)，連續(xù)三年，產(chǎn)量快速攀升；之后通過精細(xì)分層注水、完善注采對應(yīng)關(guān)系等工作，油藏高效開發(fā)；隨著開發(fā)時間增長，油藏開發(fā)矛盾初顯，部分油井見水，油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)變差；為提高采油速度，區(qū)塊進(jìn)入加密調(diào)整期，水驅(qū)狀況變差、多方向見水的開發(fā)矛盾更加突出，通過實施長周期連片調(diào)驅(qū)，水驅(qū)效果得到改善[2-5]。

2 油藏注水開發(fā)矛盾

2.1 油井多方向見水，見水規(guī)律復(fù)雜

2.1.1 見水井逐年增多，見水周期較長 該區(qū)目前高含水井（≥80%）比例達(dá)到21.0%，油藏進(jìn)入中含水期。隨著進(jìn)一步注水開發(fā)，油井見水井?dāng)?shù)逐年增加且呈多方向見水，見水方向及層位難以判斷，水驅(qū)開發(fā)效果變差，該區(qū)目前見水井占油井開井?dāng)?shù)的37.5%，無明顯優(yōu)勢見水周期，平均見水周期37個月。

2.1.2 多方向見水，見水類型以孔隙型為主 該區(qū)天然裂縫不發(fā)育，受儲層非均質(zhì)性影響，局部高滲透帶是油井見水的主要因素。主要見水方向為NE45°、NE75°、近東-西向三種，其中NE45°方向見水井最多。區(qū)塊注水井示蹤劑測試結(jié)果顯示，水線推進(jìn)速度差異大，且呈多方向性。

2.2 水驅(qū)狀況變差

油藏水驅(qū)狀況逐年變差，目前水驅(qū)儲量動用程度58.7%；受非均質(zhì)性影響，縱向主力層長4+521層水驅(qū)狀況良好，其余小層水驅(qū)狀況差。

通過總結(jié)胡X區(qū)長4+5油藏開發(fā)規(guī)律，因近年來水驅(qū)矛盾逐年突出，導(dǎo)致采收率降低、遞減增大，油藏穩(wěn)產(chǎn)難度逐年增加。

3 堵水調(diào)驅(qū)實施效果分析

常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)是改善平面、剖面矛盾控水穩(wěn)油的主體技術(shù)，通過注入堵劑來封堵高滲帶，改善水驅(qū)效果，治理部分見水井及降低井組含水。

聚合物微球驅(qū)是通過微球在油藏深部駐留降低高滲通道的水流速度；室內(nèi)研究初步表明，聚合物微球主要通過深部運移、緩膨封堵實現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)，從而擴(kuò)大水驅(qū)波及體積提高采收率，但該項技術(shù)關(guān)鍵在于微球粒徑和孔喉的匹配。

3.1 常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)

區(qū)塊天然裂縫發(fā)育不明顯，多數(shù)為孔隙型見水，針對以示蹤劑監(jiān)測及動態(tài)驗證明確見水方向的井組，實施常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)，可以有效治理見水井。研究區(qū)目前累計開展常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)117井次，對應(yīng)油井見效比34.3%，見效井平均單井日增油0.8 t，累計凈增油1.6×104t，累計降水 3.8×104m3。

通過對比分析，實施堵水調(diào)驅(qū)后，見水油井含水均不同程度下降，實施效果較好。

效果一：階段遞減減小，綜合含水下降3.5%，控水降遞減效果明顯；

效果二：對比吸水剖面資料，堵水調(diào)驅(qū)后單層吸水厚度變厚，水驅(qū)動用程度大幅提高，剖面水驅(qū)狀況改善。

但是，常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)能力有限，多輪次效果變差；平均有效期僅2～3個月，認(rèn)為常規(guī)調(diào)驅(qū)僅對近井地帶優(yōu)勢通道有封堵作用，后續(xù)注水易繞流，導(dǎo)致失效。

3.2 聚合物微球驅(qū)

3.2.1 實施效果 針對油藏局部含水上升較快區(qū)開展連片聚合物微球驅(qū)試驗，改善水驅(qū)效果，延長中低含水期。研究區(qū)目前累計開展微球驅(qū)335井次，對應(yīng)油井見效比45%，見效井平均單井日增油0.27 t，累計凈增油2.3×104t，累計降水 2.6×104m3。

實施連片聚合物微球驅(qū)，部署不同粒徑微球，包括50 nm微球、100 nm微球、300 nm微球，均不同程度見效。

效果一：從含水率與存水率、水驅(qū)指數(shù)關(guān)系圖可以看出，實施聚合物微球驅(qū)后，綜合含水率下降，存水率保持穩(wěn)定、水驅(qū)指數(shù)上升趨勢得到控制，表明注水利用率提高，水驅(qū)狀況得到改善，開發(fā)效果好轉(zhuǎn)，區(qū)塊采收率提高2.0%（見圖1～圖3）。

效果二：通過多輪次微球驅(qū)，封堵優(yōu)勢通道，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，單向突進(jìn)得到有效控制，平面水驅(qū)趨于均勻，剖面水驅(qū)矛盾得到有效改善。

圖1 微球驅(qū)井組含水率與水驅(qū)指數(shù)關(guān)系

圖2 微球驅(qū)井組含水率與存水率關(guān)系

圖3 微球驅(qū)井組含水率與采出程度關(guān)系曲線

該區(qū)儲層平均孔隙度11.7%，平均滲透率0.69×10-3μm2，屬超低滲油藏，其中孔隙半徑 10 μm～40 μm，喉道半徑＜1 μm，考慮區(qū)塊孔喉和裂縫等數(shù)據(jù)，為滿足良好的注入性，保證微球可進(jìn)入孔喉和裂縫，達(dá)到深部實現(xiàn)有效封堵，匹配粒徑應(yīng)該小于100 nm。從現(xiàn)場應(yīng)用效果來看，50 nm適應(yīng)性明顯好于100 nm以及大小粒徑組合段塞。

4 結(jié)論與建議

（1）區(qū)塊見水規(guī)律復(fù)雜、水驅(qū)矛盾突出，常規(guī)注采調(diào)整改善水驅(qū)開發(fā)效果難度大。

（2）實施堵水調(diào)驅(qū)和連片微球驅(qū)，能有效改善剖面及平面水驅(qū)矛盾，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積，提高注水利用率，堵水調(diào)驅(qū)已成為長4+5油藏控水穩(wěn)油的主體技術(shù)。

（3）對于見水方向明確井組，實施常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)后，可有效降低含水，恢復(fù)油井產(chǎn)能。

（4）對油藏局部含水上升區(qū)開展連片聚合物微球驅(qū)，能有效降低油井含水上升速度，延長油井低含水開發(fā)時間；通過不同粒徑微球?qū)嵤┬Ч麑Ρ?，認(rèn)為50 nm微球驅(qū)適應(yīng)性最好。

（5）針對裂縫性見水井組應(yīng)常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)和聚合物微球驅(qū)同時進(jìn)行，常規(guī)堵水調(diào)驅(qū)封堵裂縫控制含水，聚合物微球驅(qū)改善水驅(qū)，延長措施有效期。