吳起長(zhǎng)2 油藏控水穩(wěn)油技術(shù)研究

陳春坤，高 曦，馬新凱，王 彬，孫典豪，張 婧

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

1 油藏地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

1.1 油藏地質(zhì)概況

吳起長(zhǎng)2 油藏位于陜北斜坡中部，整體構(gòu)造東高西低，北高南低，局部發(fā)育一系列鼻狀隆起，剖2 長(zhǎng)2主力含油層系為長(zhǎng)222、長(zhǎng)223層；吳135 長(zhǎng)2 主力含油層系為長(zhǎng)232層，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量578×104t，動(dòng)用含油面積10.4 km2，油藏平均埋藏深度1 525 m，平均有效厚度7.3 m，平均孔隙度17.9%，平均滲透率12.8 mD，平均電阻率8.3 Ω·m。

1.2 開(kāi)發(fā)歷程

吳起長(zhǎng)2 油藏開(kāi)發(fā)歷程分為三個(gè)階段。

（1）一次建產(chǎn)階段：1997-2006 年長(zhǎng)2 油藏一次產(chǎn)建階段，同步注水開(kāi)發(fā)。

（2）開(kāi)發(fā)調(diào)整階段：2007-2014 年針對(duì)合采井層間矛盾突出，通過(guò)注水調(diào)整、水驅(qū)治理、措施挖潛、簡(jiǎn)化層系等綜合調(diào)整，遞減得到有效控制。

（3）二次建產(chǎn)階段：2015 年至今，剖2 長(zhǎng)2、吳135長(zhǎng)2 油藏陸續(xù)建產(chǎn)，采油指數(shù)下降、低產(chǎn)井比例增加、水驅(qū)矛盾日益突出，油藏遞減逐年增大（見(jiàn)圖1）。

圖1 吳起長(zhǎng)2 油藏年產(chǎn)量柱狀圖（單位：萬(wàn)噸）

1.3 沉積及構(gòu)造特征

1.3.1 構(gòu)造特征 所處構(gòu)造單元屬鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元伊陜斜坡中部，為平緩的西傾單斜，局部形成近北東-南西向（隆起幅度10～30 m）的鼻狀隆起，成為油氣富集的有利部位，整體構(gòu)造表現(xiàn)為東高西低，北高南低。

1.3.2 沉積特征 研究區(qū)長(zhǎng)2 油藏以三角洲平原沉積為主，發(fā)育分流河道和分流間灣微相，水下分流河道縱向以多期河道疊置形成厚層砂體，受富縣河流侵蝕作用，長(zhǎng)2 地層形成凹凸不平的剝蝕面。

1.4 儲(chǔ)層特征

1.4.1 巖礦特征 研究區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層巖石碎屑粒度較細(xì)，主要為粉-細(xì)砂，中砂級(jí)次之；巖石成分以長(zhǎng)石砂巖和石英砂巖為主，巖石成分成熟度較低。

1.4.2 孔隙類(lèi)型及孔隙結(jié)構(gòu) 研究區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層孔隙性較好，孔隙類(lèi)型主要為原生粒間孔和長(zhǎng)石溶孔，以中細(xì)喉型和細(xì)喉型孔隙為主。

1.4.3 流體性質(zhì)

（1）地面原油性質(zhì)：研究區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層地面原油密度0.84 g/cm3，黏度5.02 mPa·s，地層原油密度0.76 g/cm3，黏度2.04 mPa·s，飽和壓力為4.3 MPa，原始?xì)庥捅葹?9.5 m3/t。

（2）地層水性質(zhì)：研究區(qū)長(zhǎng)2 層水型為CaCl2型，pH 值為7.8。

1.5 油藏類(lèi)型及驅(qū)動(dòng)能量

研究區(qū)長(zhǎng)2 油藏油層連續(xù)性較好，油藏整體處于油水過(guò)渡帶，投產(chǎn)平均含水63%，構(gòu)造平緩，屬于構(gòu)造-巖性高水飽油藏，底水發(fā)育，屬?gòu)椥匀跛畨候?qū)動(dòng)。

1.6 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

研究區(qū)長(zhǎng)2 油藏油井開(kāi)井131 口，日產(chǎn)油水平153 t，單井產(chǎn)能1.17 t/d，綜合含水79.5%，采油速度0.8%，采出程度8.6%，水井開(kāi)井38 口，單井日注29 m3，月注采比1.4，累計(jì)注采比1.0。

2 油藏開(kāi)發(fā)形勢(shì)及存在的主要問(wèn)題

2.1 整體開(kāi)發(fā)形勢(shì)

吳起長(zhǎng)2 油藏通過(guò)持續(xù)開(kāi)展以“精細(xì)注采調(diào)控、狠抓剖面治理、加強(qiáng)堵塞井治理”等為主的綜合治理，油藏階段遞減由17.4%下降到14.1%，標(biāo)定遞減由14.2%下降到4.8%，階段、標(biāo)定遞減變小，老井平均月度遞減0.6%，受控運(yùn)行；水驅(qū)控制程度由92.1%上升到92.7%，水驅(qū)動(dòng)用程度由74.6%下降到73.1%，水驅(qū)指數(shù)由6.45 m3/t 下降到6.44 m3/t，存水率由0.76 下降到0.74，水驅(qū)油效率提高；壓力保持由81.5%上升到82.6%；長(zhǎng)2 油藏綜合含水由77.4%上升到79.7%，含水上升率3.0，油藏開(kāi)發(fā)形勢(shì)整體受控。

2.2 存在的主要問(wèn)題

2.2.1 油藏水驅(qū)矛盾突出，油井見(jiàn)水含水上升 平面上，由于注采不對(duì)應(yīng)或者不在同一單砂體內(nèi)，造成平面水驅(qū)不均。

典型實(shí)例：（1）剖2 長(zhǎng)2 油藏受西、北部高滲帶影響，水驅(qū)方向以北東-南西向?yàn)橹?，含水上升?lèi)型主要為孔隙型，近2 年含水上升影響9 口，影響6 t/d；

（2）吳135 長(zhǎng)2 油藏新472 單元受注采不對(duì)應(yīng)導(dǎo)致平面水驅(qū)不均油井含水上升。

剖面上，受油藏多期河道疊置影響，油層鈣質(zhì)和泥質(zhì)夾層發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)。2020-2021 年測(cè)試吸水剖面24 口，均勻吸水比例37.5%，吸水不均主要為一段不吸、弱吸或尖峰狀吸水，油井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)大。

2.2.2 油藏壓力保持水平低且平面分布不均 目前長(zhǎng)2 油藏整體壓力保持水平82.6%，邊部注采不完善區(qū)及內(nèi)部水驅(qū)受效差壓力較低，受非均質(zhì)性強(qiáng)剖面水驅(qū)不均影響平面壓力分布不均衡。

分流動(dòng)單元看：通過(guò)開(kāi)展強(qiáng)化注水6 井次，周期注水10 井次，吳135 長(zhǎng)2 油藏新471 單元流壓由4.6 MPa上升到5.69 MPa；新472 單元流壓由7.85 MPa 下降到5.91 MPa 再上升到6.07 MPa，流壓、壓力下降趨勢(shì)得到控制。

剖2 長(zhǎng)2 油藏表現(xiàn)為“中高邊低”分布特征，西部鉆停區(qū)強(qiáng)化注水后，流壓由4.69 MPa 上升到4.93 MPa，油藏東部實(shí)施油井解堵10 口，流壓由4.35 MPa 上升到4.75 MPa，整體流壓上升0.32 MPa；油藏北部受井網(wǎng)不完善影響，流壓持續(xù)下降，由3.92 MPa 下降到3.78 MPa。

2.2.3 油井周期堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)能損失 研究區(qū)堵塞井逐漸增多，表現(xiàn)為深部堵塞與近井堵塞兩類(lèi)，堵塞周期為8～10 個(gè)月，2020 年底至今油井堵塞8 井次，影響產(chǎn)能9.6 t/d，針對(duì)鈣質(zhì)結(jié)垢堵塞，開(kāi)展酸化、壓裂及低成本解堵8 井次，恢復(fù)油量7.3 t/d，通過(guò)各類(lèi)治理措施，9月月度遞減0.2%，油藏形勢(shì)趨于穩(wěn)定（見(jiàn)圖2）。

圖2 典型周期堵塞井旗14-014 井生產(chǎn)曲線

3 控水穩(wěn)油技術(shù)研究及應(yīng)用[1]

3.1 完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，夯實(shí)精細(xì)注水基礎(chǔ)

持續(xù)推進(jìn)以注水井為核心的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系完善，通過(guò)精細(xì)小層劃分，將長(zhǎng)2 主力層段長(zhǎng)222～長(zhǎng)232四個(gè)小層，共劃分12 個(gè)單砂體。剖2 長(zhǎng)2 油藏各小層單砂體每期發(fā)育5～8 條單河道，縱向上以孤立和疊切式為主；側(cè)向上側(cè)切和對(duì)接式為主，二、三類(lèi)弱連通區(qū)域占比較高。吳135 區(qū)長(zhǎng)232小層劃分3 期沉積發(fā)育5 條單河道?？v向以疊切和孤立式為主，側(cè)向上側(cè)切式為主，一、二類(lèi)強(qiáng)連通區(qū)域占比較高。

2021 年根據(jù)單砂體刻畫(huà)成果，優(yōu)化分單元對(duì)策26井次，老井標(biāo)定遞減由14.2%下降到4.8%。當(dāng)年油水井補(bǔ)孔7 井次，增油3.5 t/d，水驅(qū)控制程度提升0.6%。

應(yīng)用效果：根據(jù)井組注采對(duì)應(yīng)分析及單砂體刻畫(huà)成果，在剖2 西部（高滲通道發(fā)育）實(shí)施指導(dǎo)隔注2 井次，在剖2 中部實(shí)施補(bǔ)孔分注2 井次、補(bǔ)孔壓裂2 井次，在吳135 長(zhǎng)2 新471 單元實(shí)施無(wú)效注水停注4 井次，治理后水驅(qū)動(dòng)用程度由71.8%上升到73.2%，補(bǔ)孔壓裂單井增油1.15 t/d（見(jiàn)表1）。

表1 吳起長(zhǎng)2 油藏單砂體注采對(duì)應(yīng)研究工作量統(tǒng)計(jì)表

3.2 優(yōu)化注水技術(shù)政策，提升油井見(jiàn)效比例

針對(duì)注水不見(jiàn)效或見(jiàn)效不均，在長(zhǎng)2 油藏實(shí)施2類(lèi)周期注水促進(jìn)形成不穩(wěn)定流體勢(shì)場(chǎng)。2021 年持續(xù)推進(jìn)周期注水，不斷優(yōu)化注水技術(shù)政策，累計(jì)調(diào)整14 井次，對(duì)應(yīng)油井65 口，見(jiàn)效23 口，油井見(jiàn)效率由33.6%上升到35.4%，累計(jì)增油357 t，累計(jì)降水1 156 m3。

3.3 加強(qiáng)油藏預(yù)警管理，提高油藏管控能力

治理思路：以“控含水、降遞減、提水驅(qū)”為目標(biāo)，強(qiáng)化剖2 長(zhǎng)2 油藏水驅(qū)治理，突出低產(chǎn)井治理，恢復(fù)油井產(chǎn)能。

應(yīng)用效果：部署工作量46 井次，截止目前完成56口，完成率121.7%。通過(guò)水驅(qū)治理，酸浸、解堵等措施，含水上升率下降，單井產(chǎn)能恢復(fù)至1.13 t/d，標(biāo)定自然遞減由12.5%下降到2.7%。

3.4 加強(qiáng)堵塞機(jī)理研究，提高油井單井產(chǎn)能

吳起長(zhǎng)2 油井堵塞表現(xiàn)為鈣質(zhì)結(jié)垢堵塞和壓裂縫閉合堵塞，實(shí)施解堵措施16 口，日增油8.8 t，累增油962 t；實(shí)施壓裂、酸化措施8 口，日增油1 267 t，并綜合油井動(dòng)態(tài)、注水見(jiàn)效特征等，形成“三類(lèi)五項(xiàng)”選井標(biāo)準(zhǔn)，并取得三方面認(rèn)識(shí)。

（1）對(duì)比堵塞期間生產(chǎn)情況，解堵后單井日均增油0.7 t，產(chǎn)能恢復(fù)率84.9%，解堵效果整體良好。

（2）對(duì)比正常生產(chǎn)情況，解堵后單井含水由72.3%上升到81.5%，含水有上升，對(duì)比常規(guī)措施（壓裂含水上升20%、酸化含水上升13%），含水上升幅度可控。

（3）對(duì)比堵塞期間含水，解堵后單井含水由87.6%下降到81.5%，堵塞矛盾得到緩解。

3.5 精細(xì)水井調(diào)剖調(diào)驅(qū)，改善油藏水驅(qū)矛盾

針對(duì)多段動(dòng)用且吸水量差異大，實(shí)施隔注、補(bǔ)孔分注，油藏分注率44.4%；針對(duì)剖面吸水不均，不吸水、弱吸水，開(kāi)展選擇性增注、堵水調(diào)剖，改善剖面吸水狀況。

應(yīng)用效果1：2021 年在剖2 長(zhǎng)2 油藏完成各類(lèi)剖面治理8 井次，可對(duì)比井吸水厚度由12.0 m 上升到12.5 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由66.4%上升到75.3%。

應(yīng)用效果2：2020-2021 年實(shí)施調(diào)剖11 井次，調(diào)剖前后注水壓力平均升壓2.2 MPa，其中凍膠體系平均升壓5.3 MPa；PEG-1 體系平均升壓1.2 MPa；PEG-2A 體系平均升壓1.3 MPa。

（1）凍膠體系：實(shí)施凍膠體系調(diào)剖3 口，平均注水壓力由9.2 MPa 上升到14.5 MPa，井組綜合含水由77.3%下降到74.1%，單井日增油0.18 t，有效期10 個(gè)月，表現(xiàn)為控水穩(wěn)油型。

（2）PEG-1 體系：2020 實(shí)施6 井次，平均注水壓力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，井組綜合含水穩(wěn)定在69%左右，6 個(gè)月后含水上升；2021 年實(shí)施5 井次，平均注水壓力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，調(diào)剖后含水穩(wěn)定在77%左右，表現(xiàn)為控水型。

（3）PEG-2A 體系：2020 年7 月底逐步實(shí)施PEG-2A 調(diào)剖6 井次，調(diào)剖前后注水壓力由14.0 MPa 上升到15.3 MPa，平均注水壓力由13.2 MPa 上升到14.0 MPa，調(diào)剖后含水下降，表現(xiàn)為含水下降增油型。

取得認(rèn)識(shí)：

（1）凍膠體系調(diào)剖注入井壓力上升較高，對(duì)注水剖面改善效果較好。見(jiàn)效特征表現(xiàn)為控水穩(wěn)油型，措施有效期10 個(gè)月。

（2）PEG-1 體系調(diào)剖前后液量、含水基本保持穩(wěn)定，見(jiàn)效方式以穩(wěn)定含水為主，措施有效期5～6 個(gè)月。

（3）PEG-2A 體系措施后油井動(dòng)態(tài)穩(wěn)定，見(jiàn)效方式表現(xiàn)為含水下降增油型，措施有效期10 個(gè)月以上。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）合理的技術(shù)政策是油藏穩(wěn)定開(kāi)發(fā)的保障。通過(guò)優(yōu)化注水技術(shù)政策，可以有效提升油井見(jiàn)效比例。

（2）通過(guò)補(bǔ)孔調(diào)剖、化堵調(diào)剖等技術(shù)可有效改善油藏水驅(qū)狀況，提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度，從而達(dá)到提高驅(qū)油效率的目的。

（3）低產(chǎn)低效井增產(chǎn)技術(shù)可有效改善堵塞油井近井地帶孔滲性，提高單井產(chǎn)能。吳起長(zhǎng)2 油藏解堵技術(shù)主要為暫堵酸化、“三小一低”壓裂、活性劑解堵等主體改造技術(shù)。