提高塞160油藏東南裂縫區(qū)側(cè)向采油井見(jiàn)效程度研究

范迪 喬娜 朱瑤 汪年宏

摘要：安塞油田塞160油藏東南裂縫區(qū)開(kāi)發(fā)以來(lái)，實(shí)施加強(qiáng)注水政策，區(qū)塊長(zhǎng)期保持高注采比，側(cè)向采油井低產(chǎn)低效，剩余油難以有效動(dòng)用。通過(guò)持續(xù)加強(qiáng)注水、采油井寬帶壓裂、注水井調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施，促進(jìn)井間剩余油驅(qū)替，提高側(cè)向采油井見(jiàn)效程度。

關(guān)鍵詞：裂縫;低產(chǎn)低效;注采比;加強(qiáng)注水;寬帶壓裂;調(diào)剖調(diào)驅(qū)

一、當(dāng)前現(xiàn)狀分析

安塞油田塞160油藏位于鄂爾多斯盆地志丹——王窯鼻隆帶的西南端，主力油層為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6層。東南裂縫區(qū)位于塞160區(qū)東南部，生產(chǎn)層位為長(zhǎng)6層，為三角洲前緣水下分流河道沉積，區(qū)域裂縫發(fā)育，原生裂隙主要發(fā)育北東60-75度，其次北西5-20度，縫面直立，原生裂縫誘導(dǎo)壓裂縫發(fā)育，主要為北東50度，支縫差異大，高度10-40m。自2000年開(kāi)始注水開(kāi)發(fā)，持續(xù)采取加強(qiáng)注水政策。2011年該區(qū)實(shí)施規(guī)模加密，井網(wǎng)形式由菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)榕艩钭⑺W(wǎng)。

目前油藏處于綜合治理階段，累產(chǎn)油指數(shù)下降、累產(chǎn)水指數(shù)增加。東南裂縫區(qū)壓力保持水平56.4%，水驅(qū)動(dòng)用程度約為89.1%。井組月注采比5.76、累計(jì)注采比5.66，較塞160油藏全區(qū)平均月注采比1.75大。區(qū)塊高注采比，高水驅(qū)動(dòng)用程度，但低壓低產(chǎn)，側(cè)向采油井長(zhǎng)期不見(jiàn)效。2014-2016年堵水效果較好，但對(duì)儲(chǔ)層物性改造使其變差，2016年局部加密后液量持續(xù)下降，遞減增大。

二、具體實(shí)施措施

1、繼續(xù)保持加強(qiáng)注水政策

塞160東南裂縫區(qū)開(kāi)發(fā)即采取加強(qiáng)注水政策，目前區(qū)塊油井仍處在低壓低產(chǎn)低含水狀態(tài)，區(qū)塊綜合含水45.6%，處于中含水開(kāi)發(fā)階段。根據(jù)地層壓力及開(kāi)發(fā)特性，東南裂縫區(qū)需繼續(xù)采取加強(qiáng)注水政策，促進(jìn)側(cè)向采油井見(jiàn)效。

在加強(qiáng)注水的大政策下，東南裂縫區(qū)積極進(jìn)行注水方式探索，促進(jìn)井間剩余油的驅(qū)替。2019年實(shí)施29個(gè)井組的單雙月強(qiáng)弱脈沖式周期注水，覆蓋全區(qū)塊油井，階段遞減由3.3%下降至1.4%。含水上升速度1.2%下降至0.8%，下步繼續(xù)探索周期注水適應(yīng)參數(shù)。

2、持續(xù)實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)

針對(duì)區(qū)塊側(cè)向采油井長(zhǎng)期不見(jiàn)效的開(kāi)發(fā)難題，結(jié)合壓降曲線特征及PI值，對(duì)高注采比，側(cè)向油井不見(jiàn)效或見(jiàn)效程度低的井組，封堵裂縫，提高側(cè)向見(jiàn)效程度，提高油藏采油速度以及最總采收率。2014年至2018年，東南裂縫區(qū)累計(jì)實(shí)施堵水調(diào)剖14口井，16井次。

2014-2015年實(shí)施大排量常規(guī)調(diào)剖，可以有效提液降水，且見(jiàn)效期長(zhǎng)，區(qū)塊指標(biāo)變好，具體實(shí)施效果表現(xiàn)為：（1）、堵水后注水壓力上升明顯，平均上升2.4MPa;（2）、PI值增大1.6MPa，表明裂縫得到有效封堵;（3）、措施后吸水剖面趨于均勻，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由58.6%提升至75.2%;（4）、調(diào)剖井組階段遞減由6.45%下降至3.48%;（5）、有效期450天，可提高采收率0.2%。

2016年實(shí)施1口小排量（1.0m/h）堵水調(diào)剖試驗(yàn)，調(diào)剖期間日注入量小于日配注水量，井組無(wú)明顯提液降水表現(xiàn)，主要見(jiàn)效表現(xiàn)為階段遞減由8.46%下降至5.68%。

2017-2018年實(shí)施等配注量常規(guī)調(diào)剖，實(shí)施后有效期較短，平均2-3個(gè)月，失效后井組液量大幅下降，未能達(dá)到長(zhǎng)期提高側(cè)向采油井見(jiàn)效程度的效果。

由于常規(guī)調(diào)剖受壓力提升空間受限影響，且井組有效期較短，2019年轉(zhuǎn)變調(diào)堵方向：東南裂縫區(qū)共實(shí)施7個(gè)井組微球調(diào)驅(qū)，實(shí)施粒徑為100nm和800nm，整體有效期9個(gè)月，見(jiàn)效率49.2%。

結(jié)合歷年經(jīng)驗(yàn)，總結(jié)下步調(diào)剖調(diào)驅(qū)方向：（1）、2.0-3.0m/h排量對(duì)區(qū)塊物性適應(yīng)性較好。安排每年在裂縫兩端實(shí)施常規(guī)調(diào)剖，以2.0-3.0m/h排量為主;（2）、在裂縫內(nèi)部實(shí)施微球調(diào)驅(qū)，粒徑選擇為100nm，調(diào)剖+調(diào)驅(qū)同時(shí)實(shí)施，促進(jìn)側(cè)向采油井見(jiàn)效。

3、對(duì)單井不見(jiàn)效的油井實(shí)施寬帶壓裂

東南裂縫區(qū)平面上主要受裂縫控制，裂縫側(cè)向強(qiáng)水洗寬度僅60-80m，剩余油主要在裂縫側(cè)向、油藏平面上注水未波及區(qū)域富集。為了有效動(dòng)用側(cè)向剩余油，借鑒“體積壓裂”的理念，將非常規(guī)手段引入常規(guī)油藏的開(kāi)發(fā)，通過(guò)老井“體積壓裂”形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)條帶，改變驅(qū)替方式，相當(dāng)于縮小排距，促進(jìn)有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)的建立。

在東南裂縫區(qū)優(yōu)選1口采油井王xx井，2017年實(shí)施寬帶壓裂，施工過(guò)程中加大排量，增加壓裂時(shí)造縫的的縫寬，增大泄油面積，促進(jìn)井間剩余油驅(qū)替，該井有效期388天，日增油2.1t/d。借鑒該井成功經(jīng)驗(yàn)，后期選擇東南裂縫區(qū)低產(chǎn)低效油井繼續(xù)實(shí)施。

4、對(duì)累注采比較高井組的油水井實(shí)施集團(tuán)壓裂措施

借鑒吉林油田成熟集團(tuán)壓裂改造理念：（1）、高強(qiáng)定位封堵轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，封堵原裂縫，轉(zhuǎn)向造新縫;（2）、壓前培養(yǎng)和壓中快速蓄能技術(shù)，提高低壓區(qū)壓力系數(shù)，提高開(kāi)發(fā)效果;（3）、多井同層同步壓裂，實(shí)現(xiàn)裂縫干擾，造復(fù)雜縫網(wǎng)，增大改造體積;（4）、油水井同層同步壓裂、水井轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)，重構(gòu)井網(wǎng)，建立驅(qū)替關(guān)系;（5）、壓裂復(fù)合快速調(diào)堵技術(shù)，通過(guò)泵入調(diào)堵劑至設(shè)計(jì)位置對(duì)裂縫進(jìn)行封堵，控水增油;（6）、“工廠化施工”：堅(jiān)持最小作業(yè)面，固定壓裂車組，遠(yuǎn)程工廠化壓裂，提高施工效率、減少設(shè)備動(dòng)遷及液體損耗，實(shí)現(xiàn)壓裂降本。

區(qū)塊開(kāi)發(fā)矛盾突出，注水井油套壓較高，采油井地層壓力低，注水井能量不能有效驅(qū)替到采油井，成為驅(qū)油的能量。每年選擇兩個(gè)注采比較高，采油井長(zhǎng)期不見(jiàn)效的井組實(shí)施井組內(nèi)油水井同時(shí)壓裂，促進(jìn)側(cè)向采油井見(jiàn)效。

三、存在的問(wèn)題與困難

東南裂縫區(qū)受自身物性影響，歷年油井措施有效期較短，不能保證措施后油井長(zhǎng)期見(jiàn)效，需改變思路，引進(jìn)新工藝，縝密分析選井，大膽嘗試。同時(shí)將治理重點(diǎn)向注水井工作上傾斜，提高驅(qū)油效率，促進(jìn)側(cè)向油井見(jiàn)效，保證區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)