低滲透裂縫性油藏深部調(diào)驅(qū)實(shí)例

劉頌

前言：

我廠所轄外圍油田均為低滲透油藏，石油地質(zhì)儲量3144×10⁴t，占我廠儲量的1/4，年產(chǎn)油12.2×10⁴t，占我廠產(chǎn)量的1/3，受儲層物性及裂縫發(fā)育影響，常規(guī)注水開發(fā)水淹水竄嚴(yán)重，雖然通過周期注水、線性注水取得一定效果，但仍未根本解決區(qū)塊開發(fā)矛盾，產(chǎn)量遞減居高不下（在30%左右）。為根本解決區(qū)塊開發(fā)矛盾，引進(jìn)油公司深度二次開發(fā)理念，優(yōu)選B14塊主力區(qū)域2個(gè)井組實(shí)施二次開發(fā)深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，實(shí)施后取得顯著效果，實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量翻番。調(diào)驅(qū)試驗(yàn)的成功，對區(qū)塊規(guī)模調(diào)驅(qū)的實(shí)施及同類低滲透裂縫性油藏的有效開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

1.開發(fā)存在的主要問題

1.1裂縫發(fā)育，平面及層間矛盾突出

區(qū)塊九上段發(fā)育有兩組裂縫方向，即Ⅰ油層組發(fā)育北西-南東向和南西向兩組裂縫;Ⅲ油層組發(fā)育北東向一組裂縫;壓裂后的主要裂縫方向?yàn)楸睎|向。受此影響注入水沿裂縫突進(jìn)，主向油井產(chǎn)液量變化不大，但含水上升速度快，水淹快;側(cè)向油井見效程度低，油井低壓低產(chǎn)。統(tǒng)計(jì)4口井的微地震水驅(qū)前緣測試資料，水驅(qū)波及長度在120～180米之間，水驅(qū)波及寬度在80～95米之間，水驅(qū)波及范圍較小，優(yōu)勢水驅(qū)方向明顯，測試結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)中注水見效情況基本符合，反映了區(qū)塊水驅(qū)方向性強(qiáng)的注水特點(diǎn)。

統(tǒng)計(jì)近年年吸水剖面資料，注水厚度為1097.9米/407層，吸水厚度為454.5米/175層，水驅(qū)儲量動用程度在41%左右。其中Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅰ3和Ⅲ組吸水厚度占射開厚度的比例分別為38.3%、41.2%、58.4%、37.5%，縱向上各層位水驅(qū)儲量動用程度最大相差20%，層間矛盾突出。

1.2開發(fā)方式效果差，不能有效解決區(qū)塊開發(fā)矛盾

自區(qū)塊轉(zhuǎn)入注水開發(fā)以來，積極探索適合區(qū)塊開發(fā)特點(diǎn)的注水方式，細(xì)化注水參數(shù)，分區(qū)域、分層位進(jìn)行“二分”注水，并在區(qū)塊西南部進(jìn)行線性注水試驗(yàn)，均取得了一定的效果，但仍無法有效解決區(qū)塊的開發(fā)矛盾，區(qū)塊自然遞減率居高不下，在30%左右，根據(jù)甲型水驅(qū)特征曲線預(yù)測區(qū)塊的水驅(qū)采收率為17.7%，達(dá)不到標(biāo)定采收率（20%），開發(fā)效果較差。

2.主要做法

針對油藏開發(fā)過程中存在的各種問題，在油公司二次開發(fā)、深度開發(fā)理念指導(dǎo)下，依據(jù)弱凝膠具有封堵和驅(qū)替的雙重效果，對包14塊主力區(qū)域2個(gè)井組實(shí)施二次開發(fā)深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)。

2.1調(diào)驅(qū)區(qū)域的選擇

針對低滲透裂縫性油藏調(diào)驅(qū)可能存在封堵差或封堵后注不進(jìn)的風(fēng)險(xiǎn)，為此優(yōu)選儲層及油層發(fā)育、剩余油相對富集的B12-02和B14-04井組進(jìn)行調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，該區(qū)域處于Ⅰ油組主體部位，構(gòu)造落實(shí)，儲層及油層發(fā)育，平均單井有效厚度達(dá)22m，連通狀況良好，連通系數(shù)在92%;水淹程度低、剩余油富集;注水見效情況較好，11口油井有9口井見到注水效果，見效比例達(dá)82%;水驅(qū)儲量控制程度96%，水驅(qū)儲量動用程度低，僅39.8%。

2.2調(diào)驅(qū)體系的優(yōu)化

調(diào)驅(qū)配方采用鉻交聯(lián)的弱凝膠攜帶體膨顆粒體系，針對裂縫發(fā)育的問題，采用高強(qiáng)度體膨顆粒凝膠強(qiáng)化體系（體膨顆粒粒徑0.38～0.83mm）進(jìn)行封堵，為了防止裂縫封堵后出現(xiàn)注不進(jìn)的問題，主體系采用中低強(qiáng)度有機(jī)鉻凝膠體系，分三個(gè)段塞注入，設(shè)計(jì)注入體積0.022PV，平均單井設(shè)計(jì)注入量1.5×10⁴m³。

3.實(shí)施效果

區(qū)塊調(diào)驅(qū)試驗(yàn)進(jìn)入現(xiàn)場實(shí)施，注入主體系1（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有機(jī)鉻），單井日注調(diào)驅(qū)劑50m³，注水壓力7.5MPa，至2012年2月13日，階段累注調(diào)驅(qū)劑0.7074×10⁴m³，注水壓力上升至8.8MPa，因注水井壓力上升緩慢，次年2月轉(zhuǎn)注強(qiáng)化體系（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有機(jī)鉻+0.1%體膨），3月體膨顆粒濃度提高到0.2%，4月10日體膨顆粒濃度提高至0.3%，至5月體膨顆粒打完，注水壓力上升至10MPa，轉(zhuǎn)注主體系1（0.2%聚丙烯酰胺+0.2%有機(jī)鉻），同年12月兩口井累注調(diào)驅(qū)劑2.6×10⁴m³，注水壓力10.8MPa。

3.1注水壓力上升，強(qiáng)吸水層得到有效封堵

調(diào)驅(qū)前后對比，2口井注水壓力由6.8MPa上升至12.5MPa，平均單井上升5.7MPa，強(qiáng)吸水層得到有效封堵。

3.2吸水剖面得到明顯改善，層間矛盾得到緩解

目前水井水驅(qū)儲量動用程度為52.2%，與調(diào)驅(qū)前相比提高了12.4%，吸水剖面得到一定改善，限制強(qiáng)吸水層7.8m/4層，相對吸水量由88.4%下降到32.5%，啟動新層25.5m/14層，層間矛盾得到緩解。同時(shí)分析前后吸水剖面顯示，注采剖面逐漸對應(yīng)，主要產(chǎn)液層和吸水層逐漸匹配。

3.3水線推進(jìn)速度減緩，平面矛盾得到緩解

對比對應(yīng)兩次示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，調(diào)驅(qū)后見效井由2口增加到4口，水驅(qū)方向改變，水驅(qū)波及體積增加;注入水推進(jìn)速度由10.9m/d下降到6.1m/d，水線推進(jìn)速度減緩，平面矛盾得到緩解。

3.4自然遞減率顯著下降，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)得到加強(qiáng)

調(diào)驅(qū)井組自然遞減率下降，由調(diào)驅(qū)前的36.9%下降到不遞減，區(qū)域快速遞減趨勢得到控制，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)得到加強(qiáng)。

3.5含水下降，產(chǎn)油量上升

調(diào)驅(qū)井組控制油井11口，與調(diào)驅(qū)前對比，含水由71.4%下降到目前的56.3%，下降15.1%，日產(chǎn)油由10.8t上升到23.9t，產(chǎn)量翻倍。

11口井中有10口井見到調(diào)驅(qū)效果，見效比例達(dá)91%，見效初期平均單井日產(chǎn)液由3.3t上升到3.7t，日產(chǎn)油由0.9t上升到1.3t，含水由72%下降到64%，平均動液面由938m上升到915m，目前平均單井日產(chǎn)液4.9t，日產(chǎn)油2.3t，含水54%，液面879m，井組累增油1614t，平均單井累增油161.4t。

3.6規(guī)模實(shí)施效果

在2個(gè)試驗(yàn)井組取得較好效果基礎(chǔ)上，9月份擴(kuò)大調(diào)驅(qū)5個(gè)井組，階段累注入調(diào)驅(qū)劑0.6萬方，注水壓力由7.3MPa上升至9.4MPa，其中9月初先實(shí)施的B10-6、B12-4井組對應(yīng)5口油井已經(jīng)見到較好效果，也實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量翻番。

結(jié)論與認(rèn)識

（1）深部調(diào)驅(qū)作為遼河油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)的支撐技術(shù)之一，在低滲透油藏的試驗(yàn)成功為遼河油田同類油藏轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，實(shí)施調(diào)驅(qū)調(diào)剖、火驅(qū)+常規(guī)水驅(qū)、空氣驅(qū)開發(fā)等指明了方向。

（2）加強(qiáng)理論與實(shí)踐相結(jié)合，室內(nèi)研究與現(xiàn)場試驗(yàn)相結(jié)合，從油藏類型、調(diào)驅(qū)體系、調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)等方面不斷總結(jié)分析，更好的指導(dǎo)和支撐深部調(diào)驅(qū)工作的全面展開。