超低滲油藏高效穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究及應(yīng)用

李 樂，陳 晨，陳威偉，吉子翔，蔡緒森，路存存

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 超低滲透油藏開發(fā)特點(diǎn)

超低滲透油藏在鄂爾多斯盆地儲(chǔ)量占比大，是油田穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。同時(shí)，由于超低滲透油藏儲(chǔ)層致密、裂縫發(fā)育等特點(diǎn)[1，2]，開發(fā)過程中面臨諸多挑戰(zhàn)，表現(xiàn)出如下特征。

1.1 儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，水驅(qū)動(dòng)用、驅(qū)替程度較低

測(cè)井曲線、巖心分析表明超低滲透油藏層內(nèi)及層間非均質(zhì)性強(qiáng)，較常規(guī)油藏儲(chǔ)層滲透率突進(jìn)系數(shù)、級(jí)差明顯增大。油藏開發(fā)過程中，由于儲(chǔ)層存在高滲段和優(yōu)勢(shì)通道[3-5]，注入水易沿薄層推進(jìn)導(dǎo)致水驅(qū)不均，水驅(qū)動(dòng)用程度低?，F(xiàn)場(chǎng)吸水剖面測(cè)試顯示，吸水量與滲透率有明顯的相關(guān)性。

1.2 裂縫系統(tǒng)復(fù)雜，剩余油分布復(fù)雜

超低滲透油藏巖性致密，基質(zhì)驅(qū)替難度大、平面上天然裂縫多向發(fā)育，與人工壓裂縫和注水過程中動(dòng)態(tài)縫形成復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，注入水在縫網(wǎng)內(nèi)竄流，水驅(qū)狀況復(fù)雜。

2 油藏開發(fā)特征

本文選取G271 油藏，開展超低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的相關(guān)研究。油藏位于陜北斜坡中段西部，屬于半深湖-深湖相沉積環(huán)境，沉積微相以水下分流河道為主。油層中深2 593 m，滲透率為0.38 mD。

2.1 油層薄層水淹，裂縫側(cè)向剩余油富集

剩余油測(cè)試資料表明，縱向高滲段注水突進(jìn)造成局部小層弱水洗，縱向上小層剩余油富集。水淹井J69-23 動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為液量低，含水波動(dòng)大，隔采后日增油2.3 t，表明油層薄層水淹，縱向依然存在潛力。油藏北部NE108°裂縫性見水，裂縫發(fā)育區(qū)域平面水驅(qū)方向復(fù)雜，水線側(cè)向檢查井取心顯示水驅(qū)未波及，裂縫側(cè)向剩余油富集。

2.2 常規(guī)注水開發(fā)效果變差

隨著開發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，注水見效難度逐步增大，見效周期延長(zhǎng)，見效程度下降。受裂縫發(fā)育影響，裂縫主向井含水上升快，見水周期在0～10 個(gè)月，目前見水比例80.3 %；側(cè)向井受層內(nèi)非均質(zhì)性影響，含水逐步上升，見水周期在29 個(gè)月，目前見水比例12.2 %。

3 穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策研究

3.1 開展精細(xì)油藏描述、單砂體刻畫指導(dǎo)開發(fā)

針對(duì)油藏開發(fā)中出現(xiàn)的問題，對(duì)油藏沉積微相進(jìn)行研究，精細(xì)刻畫單砂體級(jí)別下的砂體展布特征。綜合應(yīng)用巖性特征分析、砂地比法等方法，結(jié)合巖心相、測(cè)井相，對(duì)油藏4 個(gè)小層的沉積微相及砂體展布研究。沉積微相剖面顯示，縱向上主力層長(zhǎng)812-1和長(zhǎng)812-2微相主要為多期的水下分流河道疊加；平面上發(fā)育5 支分流河道向東南方向延伸，物源方向?yàn)楸蔽鞣较颍饕撬M(jìn)到水退的過程。

結(jié)合單砂體刻畫及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，剩余油在局部富集。剖面上在注采不對(duì)應(yīng)或注采連通性較差部位富集；平面上順河道方向單砂體物性較好，水洗程度較高，河道側(cè)緣物性差，注采連通性差，剩余油富集。

通過對(duì)厚油層單砂體注采對(duì)應(yīng)性分析，對(duì)有采無(wú)注、剖面吸水不均等問題，開展隔注、補(bǔ)孔等剖面治理58 井次，提高注水井縱向波及，均勻吸水比例由41 %升至53.8 %；對(duì)油井實(shí)施補(bǔ)孔、隔采等措施36 井次，日增油33.8 t。

3.2 優(yōu)化注水結(jié)構(gòu)，開展不穩(wěn)定注水

針對(duì)油藏常規(guī)注水開發(fā)效果變差，水驅(qū)效果減弱，油藏裂縫發(fā)育區(qū)域含水上升快等矛盾，通過分析不同注水強(qiáng)度下，滲流模型、壓力因數(shù)、試井模型變化，優(yōu)化注水技術(shù)政策，將油藏細(xì)分為六個(gè)流動(dòng)單元。同時(shí)為了最大限度地提高水驅(qū)波及體積，針對(duì)不同流動(dòng)單元，實(shí)施了不同制度下的不穩(wěn)定注水，共6 套方案67 井次。

根據(jù)儲(chǔ)層特征和開發(fā)響應(yīng)，同時(shí)優(yōu)化注水波動(dòng)幅度。油藏北部耿245 單元儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度高，注采反應(yīng)敏感，易見水。實(shí)施不穩(wěn)定注水后含水上升井增多，將增注期注水量由26 m3下降到24 m3，減注期注水量由14 m3上升到16 m3，優(yōu)化后含水上升速度得到有效控制。油藏南部羅52 區(qū)域，油層連通性差，壓力場(chǎng)波動(dòng)難度大，注采反應(yīng)周期長(zhǎng)，實(shí)施效果不明顯。通過強(qiáng)化注水，并進(jìn)一步優(yōu)化注水波動(dòng)幅度，增注期注水量由21 m3上升到27 m3，減注期注水量由13 m3上升到16 m3，實(shí)施后不見效區(qū)逐步見效。

開發(fā)實(shí)踐表明，不穩(wěn)定注水在儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的區(qū)域?qū)嵤┬Ч?。?chǔ)層連通性越好，不穩(wěn)定注水效果持續(xù)時(shí)間越長(zhǎng)，增油量越高。

3.3 區(qū)域性調(diào)剖調(diào)驅(qū)，改善水驅(qū)狀況

以“提水驅(qū)，控含水”為目的，在油藏裂縫發(fā)育區(qū)，實(shí)施預(yù)防性調(diào)剖、連片調(diào)剖、多輪次治理，實(shí)施區(qū)塊整體治理；在油藏物性好，高滲條帶發(fā)育的區(qū)域?qū)嵤﹨^(qū)域整體微球調(diào)驅(qū)，防止注水沿高滲段突進(jìn)。

通過實(shí)施區(qū)域整體調(diào)剖，調(diào)剖區(qū)同期標(biāo)定自然遞減由3.8 %下降到2.1 %；含水上升率降至1.8 %，含水與采出程度關(guān)系曲線右偏，整體開發(fā)形勢(shì)變好（見圖1）。

圖1 G271 油藏含水與采出程度關(guān)系曲線

3.4 精準(zhǔn)油井潛力挖潛，提高剩余油動(dòng)用

油藏裂縫側(cè)和縱向小層剩余油富集，實(shí)施潛力單砂層補(bǔ)孔、水淹層復(fù)產(chǎn)，提高剩余油動(dòng)用。針對(duì)厚油層剖面動(dòng)用程度低、薄層不動(dòng)用的油井，對(duì)潛力單砂體實(shí)施補(bǔ)孔壓裂，挖掘剩余油潛力；針對(duì)隔夾層發(fā)育、薄層見水的油井，實(shí)施堵水、堵水壓裂等措施，挖掘縱向小層潛力。累計(jì)治理36 井次，單井日增油0.83 t，累計(jì)增油6 823 t。

4 結(jié)論

（1）G271 油藏受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，注入水沿高滲段突進(jìn)造成局部小層弱水洗，水淹井多為薄層水淹，縱向上小層剩余油富集。

（2）油藏常規(guī)注水開發(fā)效果變差，水驅(qū)不均，裂縫側(cè)向剩余油富集。

（3）通過油藏精細(xì)描述、不穩(wěn)定注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、油井堵水等措施，提升了油藏開發(fā)水平。