尚教輝，余永進(jìn)，程國(guó)棟，郭文杰，劉軍鋒，唐梅

(中石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽(yáng) 745000)

山156區(qū)水平井高含水區(qū)輪注、輪采試驗(yàn)實(shí)踐與應(yīng)用

尚教輝，余永進(jìn)，程國(guó)棟，郭文杰，劉軍鋒，唐梅

(中石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽(yáng) 745000)

山156區(qū)長(zhǎng)6油層組油藏裂縫發(fā)育，開(kāi)發(fā)過(guò)程中區(qū)內(nèi)51口水平井均已見(jiàn)水且方向復(fù)雜多變，目前采出程度僅為0.6%，含水率已達(dá)70.0%，整體表現(xiàn)出低采出程度高含水特征。為了有效擴(kuò)大注水波及體積，使注入水進(jìn)入基質(zhì)系統(tǒng)較深的孔喉中，在該區(qū)開(kāi)展輪注、輪采礦場(chǎng)試驗(yàn)，優(yōu)化采油、注水周期及生產(chǎn)參數(shù)。結(jié)果表明，輪注、輪采能改善該區(qū)吸水狀況，平均水驅(qū)動(dòng)用程度增加3.1%，綜合含水率由78.9%下降至61.3%，周期增油率為10.1%，降水率為17.6%，預(yù)計(jì)年提高采收率1.0%。

山156區(qū)；水平井；裂縫油藏；礦場(chǎng)試驗(yàn)；輪注；輪采

1 油藏基本情況

1.1 地質(zhì)特征

華慶油田山156區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，主要受東北物源控制，該區(qū)長(zhǎng)6油層組屬半深湖-深湖相沉積，砂體基本上呈北東-南西向展布，規(guī)模大且分布穩(wěn)定，沿河道方向砂體連續(xù)性好[1,2]。區(qū)內(nèi)砂體孔隙度為11.8%～13.7%，滲透率為0.32～0.55mD，屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層[3]。通過(guò)五敏試驗(yàn)，其儲(chǔ)層敏感性為弱速敏、弱水敏、弱鹽敏、弱堿敏及中等-極強(qiáng)酸敏，酸化改造容易造成儲(chǔ)層傷害[4]。結(jié)合自吸法潤(rùn)濕性試驗(yàn)與相滲曲線等滲點(diǎn)法數(shù)據(jù)結(jié)果，山156井區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層在礦物成份、含油飽和度和地層水性質(zhì)上均呈現(xiàn)出一定的非均質(zhì)性，總體表現(xiàn)為親水性。

1.2 見(jiàn)水現(xiàn)狀

山156區(qū)51口水平井目前綜合含水率為70.0%，共有見(jiàn)水井51口，見(jiàn)水率達(dá)100%，其中見(jiàn)地層水20口，占水平井總數(shù)的39%，集中分布在油藏邊部，綜合含水率68.0%；見(jiàn)注入水31口，占水平井總數(shù)的61%，集中分布在油藏中部，綜合含水率72.4%。通過(guò)山156區(qū)相滲曲線特征分析，該區(qū)等滲點(diǎn)為51.5%，處于含水快速上升期。

1.3 開(kāi)發(fā)矛盾

水平井見(jiàn)水方向復(fù)雜多變，注采調(diào)整判斷難度大，控水效果不夠理想。按照采出程度和含水關(guān)系，區(qū)塊含水率70%，采出程度應(yīng)達(dá)到8%，目前僅為0.6%，整體表現(xiàn)出為低采出程度高含水。針對(duì)含水上升與能量補(bǔ)充的矛盾，對(duì)注采敏感區(qū)實(shí)施周期注水，同時(shí)按照“集中、連片、循環(huán)”的思路，近三年，重點(diǎn)在油藏裂縫發(fā)育區(qū)實(shí)施25口井次的堵水調(diào)剖，從實(shí)施效果來(lái)看，雖然能夠一定程度減緩含水上升，但投入較高，有效期普遍不長(zhǎng)，無(wú)法從根本上實(shí)現(xiàn)降水增油目的。

2 技術(shù)原理

針對(duì)常規(guī)注采條件下注水已經(jīng)發(fā)生水竄，基質(zhì)原油被水封，油井含水上升快，水驅(qū)波及體積小，掃油面積小，裂縫與基質(zhì)之間的滲流、滲吸難以實(shí)現(xiàn)等矛盾，開(kāi)展輪注、輪采試驗(yàn)，原理如下。

1)水井注水、油井停井 有效提高地層壓力，補(bǔ)充地層能量，油井停井后注采壓差減小，阻止注入水沿裂縫方向快速水竄，在注水壓力和毛細(xì)管壓力的雙重作用下，提高注入水波及體積。

2)油、水井同時(shí)停井、悶井 高壓裂縫中的水和低壓基質(zhì)中的油相互滲吸，儲(chǔ)層內(nèi)油水飽和度重新分布，地層壓力逐步實(shí)現(xiàn)平衡，為下一步原油的流動(dòng)采出夯實(shí)能量基礎(chǔ)。

3)油井采油、水井停井 裂縫內(nèi)壓力快速下降，形成高壓基質(zhì)和低壓裂縫之間的滲吸，同時(shí)隨著井筒內(nèi)液面上升，近井地帶壓力逐漸上升，高于油藏飽和壓力，減少了賈敏效應(yīng)，提高了滲流速度。

3 礦場(chǎng)實(shí)踐

3.1 選井依據(jù)

2016年在山156區(qū)油藏南部，選取見(jiàn)注入水且高含水(綜合含水率78.9%)、低采油速度(0.10%)的7口水平井及13口配套注水井開(kāi)展輪注、輪采礦場(chǎng)試驗(yàn)。為確保生產(chǎn)平穩(wěn)并對(duì)比不同周期試驗(yàn)效果,分東、西兩區(qū)實(shí)施，西區(qū)油井3口、配套水井6口；東區(qū)油井4口、配套水井7口。東區(qū)滯后西區(qū)半個(gè)周期循環(huán)實(shí)施。

3.2 停井周期確定

圖1 關(guān)井時(shí)間與動(dòng)液面關(guān)系圖

圖2 悶井時(shí)間與單井產(chǎn)能關(guān)系圖

圖3 周期注水量與單井產(chǎn)能關(guān)系圖

圖4 開(kāi)井周期與產(chǎn)能恢復(fù)率關(guān)系圖

在山156區(qū)南部試驗(yàn)區(qū)，按照上述控制原則，優(yōu)選山平9-5井、山平9-6井、山平8-8井、山平10-6井進(jìn)行液面恢復(fù)，每天測(cè)試恢復(fù)情況。通過(guò)恢復(fù)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，隨著關(guān)井時(shí)間變長(zhǎng)，液面恢復(fù)速度逐漸緩慢，當(dāng)關(guān)井7d時(shí)，液面恢復(fù)速度較為平穩(wěn)，因此油井關(guān)井期確定為7d(圖1)。

3.3 悶井周期確定

在周期注水量為1850m3，關(guān)井周期為7d的情況下，通過(guò)對(duì)比不同悶井時(shí)間，確定油井單井產(chǎn)能變化。通過(guò)模擬發(fā)現(xiàn)，該區(qū)悶井時(shí)間在4d時(shí)單井產(chǎn)能較高，后期隨著悶井時(shí)間增加單井產(chǎn)量上升幅度變小，因此確定悶井時(shí)間為4d(圖2)。

3.4 周期注水量確定

通過(guò)分析、確定高含水井主產(chǎn)層的強(qiáng)水洗方向，對(duì)其注水量實(shí)施上調(diào)，改變液流方向，挖掘平面剩余油。通過(guò)模擬，試驗(yàn)了不同周期的注水量( 1100、1250、1400、1550、1700、1850、2000m3)下，7口水平井的平均日產(chǎn)油量，可以看出，隨著單周期注入量的增加，日產(chǎn)油量逐漸增加，當(dāng)周期注入量達(dá)到1850m3時(shí)，日產(chǎn)油量變化幅度趨于平緩，如圖3所示。因此最佳的周期注入量應(yīng)是1850m3。

3.5 開(kāi)井周期確定

通過(guò)上述模擬試驗(yàn)，水平井周期停產(chǎn)時(shí)間應(yīng)為11d(注水7d+悶井4d)。對(duì)比不同開(kāi)井時(shí)間的油井產(chǎn)能恢復(fù)率可知，隨著開(kāi)井周期不斷延長(zhǎng)，水平井單井產(chǎn)能恢復(fù)率不斷增加，控水穩(wěn)油效果變好，由最初的50.8%上升至110.1%(圖4)，綜合含水率由78.9%下降至61.3%。當(dāng)開(kāi)井周期達(dá)到20d時(shí)，周期增油率為10.1%，降水率為17.6%。隨著開(kāi)井周期延長(zhǎng)，產(chǎn)能恢復(fù)率變化較小，因此開(kāi)井時(shí)間選取20d為宜。

3.6 配套監(jiān)測(cè)

為了更好落實(shí)試驗(yàn)效果，采取統(tǒng)一計(jì)量方式，保證水平井沖次5次以上運(yùn)行，并定期單量標(biāo)定功計(jì)系數(shù)，保證計(jì)量準(zhǔn)確及可對(duì)比性，試驗(yàn)初期每天監(jiān)控?cái)?shù)字化功圖、液面、含水變化及壓力變化，及時(shí)上報(bào)并進(jìn)行相應(yīng)參數(shù)調(diào)整，為試驗(yàn)效果分析提供配套監(jiān)測(cè)資料保障。

4 效果評(píng)價(jià)

4.1 注水狀況

1)改善吸水剖面 通過(guò)對(duì)比輪注、輪采前后同位素吸水剖面測(cè)試結(jié)果發(fā)現(xiàn)，在實(shí)施輪注、輪采后，吸水厚度有所增加，平均水驅(qū)動(dòng)用程度增加3.1%，且吸水量呈均勻分布。

2)降低注水壓力 輪注、輪采前12口注水井平均注入壓力13.8MPa，輪注、輪采后注水壓力下降至10.5MPa，緩解部分井注入難的問(wèn)題。

4.2 生產(chǎn)狀況

1)有效控水 山156區(qū)南輪注、輪采區(qū)通過(guò)參數(shù)優(yōu)化，從一個(gè)周期來(lái)看，實(shí)施效果較好，平均日減少水量348m3，單井日減少水量11.2m3，綜合含水率由78.9%下降至61.3%。

2)適度增油 從周期產(chǎn)能恢復(fù)率來(lái)看，周期內(nèi)產(chǎn)能恢復(fù)率上升至110.1%，平均單井周期增油率10.1%，根據(jù)含水與采出程度關(guān)系，預(yù)計(jì)年采收率可提高1.0%。

5 結(jié)論

1)輪注、輪采有效避免了注入水沿裂縫向生產(chǎn)井竄進(jìn)，注采不同步產(chǎn)生的壓力擾動(dòng)有利于注入水進(jìn)入基質(zhì)系統(tǒng)較深的孔喉中，擴(kuò)大了波及體積，關(guān)井使得裂縫與基質(zhì)的滲吸交換作用進(jìn)行得更充分。

2)通過(guò)對(duì)比輪注、輪采前后同位素吸水剖面測(cè)試結(jié)果，實(shí)施后吸水厚度有所增加，平均水驅(qū)動(dòng)用程度增加3.1%，且吸水量呈均勻分布。

3)山156區(qū)輪注、輪采試驗(yàn)階段整體效果較好，周期內(nèi)產(chǎn)能恢復(fù)率由102.9%上升至110.1%，含水率由78.9%下降至61.3%，日增油量1.0t，日減少水量11.2m3，采收率提高1.0%。

[1]任大忠，孫衛(wèi)，董鳳娟，等.鄂爾多斯盆地華慶油田長(zhǎng)81儲(chǔ)層可動(dòng)流體賦存特征及影響因素[J].地質(zhì)與勘探，2015,51(4)：797～804.

[2]任大忠，孫衛(wèi)，趙繼勇，等.鄂爾多斯盆地巖性油藏微觀水驅(qū)油特征及影響因素[J].中國(guó)礦業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2015,44(6)：1043～1051.

[3]王晗.鄂爾多斯盆地山156井區(qū)長(zhǎng)6油層組致密油儲(chǔ)層特征研究[D].西安：西安石油大學(xué)，2014.

[4]馬華，肖華，秦勇，等. 華慶油田山156區(qū)水平井開(kāi)發(fā)影響因素研究[J]. 中國(guó)石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2013,33(7下)：173.

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2016-10-10

尚教輝(1986-)，男，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事油田開(kāi)發(fā)工作，shangjh_cq@petrochina.com.cn。

TE357

A

1673-1409(2017)3-0058-03

[引著格式]尚教輝，余永進(jìn)，程國(guó)棟，等.山156區(qū)水平井高含水區(qū)輪注、輪采試驗(yàn)實(shí)踐與應(yīng)用[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(3):58～60.