江 燕

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

1 油藏地質(zhì)概況

王場油田位于江漢盆地潛江凹陷北部，是我國內(nèi)陸古鹽湖沉積條件下形成的一個多砂層構(gòu)造整裝油田。其構(gòu)造形態(tài)為一不對稱高角度長軸背斜，縱向上含油層系多，其中潛43油組為縱向上埋藏最深的大面積分布的低滲透巖性油藏，油藏埋深2 000～3 500m，構(gòu)造兩翼低部位有邊水，邊水供給有限，主要為彈性驅(qū)動?？v向上可分為潛個含油小層，單層平均有效厚度為3m左右，含油面積26.80km2，地質(zhì)儲量1 018.54×104t，2014年底標定采收率44.05% ，可采儲量448.68×104t。

王場油田潛43油組的其它主要地質(zhì)特征參數(shù)見下表1。

表1 王場油田潛43油組地質(zhì)特征參數(shù)表

2 提高采收率開發(fā)實踐

通過不斷深化地質(zhì)認識，依托工藝技術(shù)進步，堅持精細調(diào)整與合理注水，王場油田潛43油組在二次上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段對原來難動用或無法動用的儲量實施有效動用，并以10×104t以上的年產(chǎn)油水平，1% 以上的采油速度持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)了9年，實現(xiàn)了低滲透油藏的高效開發(fā)。

2.1 結(jié)合油藏特點，發(fā)展配套工藝，實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)

針對王場潛43低滲透油藏，所采用的工藝技術(shù)主要包括壓裂改造工藝技術(shù)、高壓注水工藝技術(shù)、深抽配套工藝技術(shù)。

2.1.1 改進壓裂工藝，有效提高單井產(chǎn)能

針對油藏低孔低滲特點，提高了壓裂參數(shù)與壓裂規(guī)模，油層每米加砂強度由原來的0.7～1m3／m增大至3～5m3／m，砂比也由15% ～20% 增加至25% ～35%，單井次加砂量由5m3增加到10～25m3；對微裂縫發(fā)育油層采用了增加施工排量和加細粉砂或油溶性樹脂等降濾措施，施工排量由2.0～2.5m3／min有效增加至3.5～5.0m3／min。同時，為了保證施工后效果的長效性，采用陶粒支撐劑提高了裂縫強度，對于裂縫寬度難以壓開的井層改用小粒徑陶粒，并結(jié)合平面上、縱向上的油水關(guān)系，模擬裂縫長度，盡量擴大規(guī)模，壓裂裂縫長度增大到150m左右，充分提高了油井的滲流能力，有效地提高了低滲透油藏的單井產(chǎn)能。王場油田潛43油組依靠大型壓裂改造措施，實施滾動開發(fā)，逐步完善注采井網(wǎng)，實現(xiàn)了油藏全面規(guī)模開發(fā)，共實施油井壓裂150井次，其中壓裂投產(chǎn)123口井，平均單井日產(chǎn)油9.0t；另外，對老井實施壓裂27井次，壓裂后油井的日產(chǎn)油能力為壓裂前的1.7～3倍，取得了較好的開發(fā)效果。

2.1.2 推廣高壓注水工藝，實現(xiàn)有效注水開發(fā)

低滲透儲層注水井啟動壓力高，滲流能力差，注水井周圍極易形成高壓區(qū)，致使注水壓力迅速上升，造成水注不進，油采不出。結(jié)合油藏特點，推廣運用高壓注水工藝，通過單井加裝增壓泵或超高壓注水泵、換高壓注水井口、注水井下保護套管封隔器等措施，在不超過破裂壓力的情況下，最高單井注水壓力達到49MPa。注水壓力大于25MPa的高壓注水井占注水井開井?dāng)?shù)的66% ，平均單井日注水30m3，實現(xiàn)了注水井的有效注水。區(qū)塊年注采比逐步提高，由1998年的0.77上升至1.45，累積注采比增加了0.06，有效恢復(fù)了地層能量，地層壓力由18.19MPa上升至23.06MPa，水驅(qū)動用程度達到87.5% ，絕大多數(shù)油井見到了注水效果。

2.1.3 發(fā)展深抽配套工藝，釋放油井正常產(chǎn)能

“九五”以前，王場油田潛43油組油井平均泵掛深度只能下至1 200m左右。由于生產(chǎn)壓差不足，部分油井只能間開生產(chǎn)，油井正常生產(chǎn)能力未得到有效挖掘與釋放?！熬盼濉币院?，江漢油區(qū)油井深抽配套工藝技術(shù)得到了長足進步，地面抽汲設(shè)備CYJ10型向CYJ12型和CYJ14型、皮帶機轉(zhuǎn)變，抽油桿由原先的D級桿向玻璃鋼桿和H級高強度桿升級，單井最大下泵深度可達到3 000m左右，為地層能量保持較低的深井低滲透油藏的開發(fā)提供了契機。根據(jù)王場油田潛43油組的油層特征，計算合理的生產(chǎn)壓差為18.2MPa，沉沒度保持在300～500m左右較為合適，最大下泵深度初期可達2 800m，隨著油井的見效見水，泵掛深度可適度上提。深抽配套技術(shù)的應(yīng)用，使得原來因滲透率較差、埋藏較深，注水開發(fā)難度大，長期以來儲量動用較差的王廣區(qū)實現(xiàn)了有效動用與高效注水開發(fā)，區(qū)塊日產(chǎn)油由原來的8.6t最高上升至200t。目前王場油田潛43油組油井的平均泵深為2 592m。

2.2 深化地質(zhì)認識，細化層間調(diào)整，改善層間矛盾

2.2.1 精細地質(zhì)研究，實施細分層開發(fā)

王場油田潛43油組主要發(fā)育三期砂體，分3個含油小層，砂層展布各不相同，不同區(qū)域的主力層也各不相同?？v向多層迭合含油的面積較大，地質(zhì)儲量占總儲量的37.6% 。王場油田潛43油組原來一直是以油組為單元，一套層系進行開發(fā)，一次穩(wěn)產(chǎn)階段注水開發(fā)區(qū)中主力層已水淹嚴重。為此，后期調(diào)整的重點是針對不同迭合含油區(qū)域的非主力層或未出力層進行細分調(diào)整，如王12井區(qū)的潛層、王56井區(qū)的潛層、廣6井區(qū)的潛層等，實現(xiàn)了分層井網(wǎng)的逐步控制與優(yōu)化完善。

另外，通過沉積微相與小層精細對比研究，發(fā)現(xiàn)王場油田潛43油組雖然油層較薄，縱向上的部分含油小層仍可進一步細分，如潛層可進一步細分為潛Ⅰ和潛Ⅱ2個小層。2個小層平面展布有所不同，大部分區(qū)域縱向上不迭合，潛主要分布在廣華油田，含油面積較小，在王場油田廣泛分布的為潛Ⅱ小層，并未鉆遇油水邊界及巖性邊界，其低部位與西區(qū)～王廣結(jié)合部之間有進一步重新認識與評價的潛力。通過逐步評價與滾動完善，潛Ⅱ小層的低部位與西區(qū)～王廣結(jié)合部已成功實現(xiàn)了單層有效開發(fā)，共鉆新井25口，其中油井18口，水井7口，平均單井日產(chǎn)能力10t。

2.2.2 實施水平井挖潛，改善開發(fā)效果

王場油田潛43油組層間差異較大，層間滲透級差達3.2，小層間隔層較薄與隔層平均厚度為4.5m，的隔層的平均厚度為7.6m。由于對3 000m左右的深井，薄隔層難以實現(xiàn)分層開采與分層措施，長期以來采取的是一套層系進行開發(fā)，更加劇了層間矛盾。

自2007年以來，運用水平井技術(shù)，通過增加油層泄油面積，不需要壓裂油井即可獲得自然產(chǎn)能，實現(xiàn)了層間難動用儲量的有效動用。如廣6井區(qū)的廣平8井，在實際油層厚度只有2m的潛層水平段穿越270m，獲得了日產(chǎn)油7t的自然產(chǎn)能，并持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)2年6個月，累積產(chǎn)油8 808t。近年針對潛層先后投產(chǎn)9口水平井，累積產(chǎn)油4.15×104t。

2.3 強化注水工作，精細合理注水，提高水驅(qū)效果

2.3.1 實施同步注水，提高單井產(chǎn)能

王場油田潛43油組天然能量不足，單儲壓降達到4.25MPa。為保持油井有較高的穩(wěn)定產(chǎn)量，最根本的方法就是立足于早注水，保持地層具有較高的壓力水平。為此，井網(wǎng)完善過程中做到注水井與采油井同步進行，從而有效提高了單井產(chǎn)能，實現(xiàn)了井區(qū)的持續(xù)高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)。重啟動用的王廣區(qū)新增油水井?dāng)?shù)基本上按照2∶1比例增長，注采同步實現(xiàn)了區(qū)塊以2% 左右的高采油速度持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)了8年。

2.3.2 及時跟蹤與調(diào)整，不斷完善注采井網(wǎng)

王場油田潛43油組含油面積較大，井網(wǎng)調(diào)整與優(yōu)化是一個逐步深化認識與跟蹤完善的過程。在對原來基本未動用的王廣區(qū)，以及動用程度不高、井網(wǎng)控制程度較低的東區(qū)東部與北部、西區(qū)東部、王廣與西區(qū)結(jié)合部等區(qū)域進行井網(wǎng)部署時，根據(jù)數(shù)值模擬方案優(yōu)選，主要采取反九點法與反七點法進行整體井網(wǎng)部署，井距一般為300m左右。井區(qū)之間的結(jié)合部以及老區(qū)周邊主要是結(jié)合現(xiàn)有井網(wǎng)，按不規(guī)則井網(wǎng)進行調(diào)整與完善。井網(wǎng)調(diào)整完善的原則：一是在原有注采系統(tǒng)的基礎(chǔ)上進一步完善注采關(guān)系；二是增加注入水側(cè)向驅(qū)油面積；三是力求油井多向受效，同時避免注采井距過小，以防止油井快速水淹。

經(jīng)過逐步調(diào)整完善，目前王場油田潛43油組按不規(guī)則面積注采井網(wǎng)進行注水開發(fā)，平均井距270m，平均注采井距400m，注采井?dāng)?shù)比為1∶1.43，注采對應(yīng)率為92.3% ，其中又以雙向以上注采對應(yīng)為主，達55.1% ，注采井網(wǎng)較為完善。

2.3.3 摸索合理的注水方式，提高水驅(qū)效率

為有效緩解注采矛盾，提高水驅(qū)波及體積，改善水驅(qū)效果，運用水動力學(xué)理論先后對26個井組開展了周期注水、脈沖注水、換向注水等靈活多樣的注水方式，動態(tài)調(diào)水的頻次也越來越密，由原來的12次／年上升至65次／年。通過摸索發(fā)現(xiàn)，注水量調(diào)整必須以產(chǎn)量為中心，以保持注采平衡為前提。王場油田潛43油組油層較薄，當(dāng)注水強度保持在8～10m3／d·m左右，注采比保持在1.0－1.2左右注水調(diào)整效果較好?，F(xiàn)場實踐也表明，由于王場油田潛43油組采取面積注水方式，單井組注水調(diào)整效果不理想，且低滲儲層單井注水量不高，周期注水難以實現(xiàn)注采平衡。為此，逐步摸索出適合油藏特點的短周期（5－7天）、井組間同步強弱脈沖注水方式，一方面起到了較好的穩(wěn)油控水效果，另一方面有效提升了井組的最終采收率，目前已水淹的廣11－3井組采收率達52.3% 。

3 開發(fā)效果評價

王場油田潛43低滲透油藏自1998年開始，通過精細綜合調(diào)整，水驅(qū)效果明顯變好，標定采收率提高了10.65個百分點，實現(xiàn)了低滲透油藏的高效注水開發(fā)（表2）。

表2 王場油田潛43油組調(diào)整前后水驅(qū)指標變化對比表

4 結(jié)論與建議

1）結(jié)合油藏特點，不斷完善和發(fā)展配套工藝技術(shù)是低滲透油藏有效開發(fā)的關(guān)鍵。

2）深入開展油藏綜合地質(zhì)研究，動靜態(tài)緊密結(jié)合，實施精細注水開發(fā)與調(diào)整，是低滲透非均質(zhì)油藏提高采收率的重要途徑與方向。

3）自2008年開始，隨著含水的不斷上升，王場油田潛43產(chǎn)量出現(xiàn)下滑，建議深化剩余油研究，開展井網(wǎng)重組試驗，尋求高含水階段進一步提高采收率的有效手段。

［1］湯春云.高溫高鹽高含水油藏提高水驅(qū)采收率配套技術(shù)［J］.石油天然氣學(xué)報（長江大學(xué)學(xué)報），2006，28（03）：91－94.

［2］李道品.低滲透油田高效開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.