張智勇，劉學(xué)文，馬金力，許黎明

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

耿83區(qū)長4+5、長6油藏水驅(qū)特征及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

張智勇，劉學(xué)文，馬金力，許黎明

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

耿83長4+5、長6油藏屬于超低滲透油藏，儲層物性相對較差，平均滲透率低（僅為0.39 mD）。本文對長4+5、長6油藏的水驅(qū)開發(fā)特征進(jìn)行了系統(tǒng)的分析和總結(jié)，同時在開發(fā)實踐的基礎(chǔ)上，對精細(xì)注采調(diào)控技術(shù)、水驅(qū)挖潛技術(shù)、井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)進(jìn)行了研究，在提高長4+5、長6油藏開發(fā)水平的同時，為油藏的長期持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了技術(shù)支撐。

耿83區(qū)；水驅(qū)特征；穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)；超低滲透

姬塬油田耿83區(qū)構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部；主力含油層系長4+52、長61層，砂體走向近于北東～南西向，呈條帶狀展布。

受沉積微相和砂體厚度的控制，滲透率高值分布在分流河道交匯處，在油藏東部連片分布，油藏西部呈土豆?fàn)罘植?，滲透率低值分布在分流河道側(cè)翼及分流間灣，在油藏西南部和邊部分布[1]。

1 水驅(qū)開發(fā)特征分析

1.1 水驅(qū)剖面特征

剖面注水特征一：層內(nèi)剖面上注水向高滲段突進(jìn)，耿83區(qū)長4+5層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為2.05，滲透率級差7.27，長6層平均滲透率突進(jìn)系數(shù)為1.53，滲透率級差4.36，儲層非均質(zhì)性強，且長4+5層非均質(zhì)性較長6層強（見表1）。

表1 耿83區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性統(tǒng)計表

剖面注水特征二：層間矛盾突出，吸水差異大。目前油藏水驅(qū)動用程度為82.6%/78.3%，整體水平較高，但合采區(qū)層內(nèi)、層間矛盾突出，層間吸水量與配注量匹配程度低，油藏西部長4+5、長6層吸水比例54.2%/45.8%，東部長4+5、長6層吸水比例44.2%/55.8%；間隔60 d后檢配合格率長4+5、長6層為38.1%/40.2%，間隔90 d后檢配合格率長4+5、長6層僅6.3%/12.5%。

1.2 水驅(qū)平面特征

平面注水特征一：平面物性差異明顯，耿83區(qū)油藏東部滲透率高值連片分布，西部滲透率高值呈土豆?fàn)罘植?，且儲層在平面上連通性差，平面非均質(zhì)性較強。

平面注水特征二：微裂縫發(fā)育，通過劉70-8井組導(dǎo)流能力玫瑰圖可看出（見圖1），近 NE108°、NE36°的微裂縫開啟的滲流方向見劑時間最短、速度最快，且出現(xiàn)兩個滲流峰值，但井組內(nèi)仍有3口井未見劑，裂縫對水驅(qū)影響較大。

1.3 壓力特征

壓力特征一：整體壓力保持水平較低，2016年地層壓力為14.8 MPa，壓力保持水平85.2%。

壓力特征二：平面分布不均，表現(xiàn)為：（1）分流動單元地層壓力差異大，油藏東部、南部壓力保持水平均大于 90%，油藏西部、北部壓力較低（10 MPa～13 MPa）；（2）井網(wǎng)主側(cè)向油井壓力差異大，主側(cè)向壓差達(dá)4.4 MPa，且東部油藏由于物性較好，井網(wǎng)主側(cè)向油井滲透率差異明顯，主側(cè)向壓差較大，壓差可達(dá)16.5 MPa，而西部油藏整體物性較差，井網(wǎng)主側(cè)向油井壓差最低僅1.2 MPa（見圖2）。

壓力特征三：主向井壓力整體與注水壓力呈正相關(guān)關(guān)系，側(cè)向井持續(xù)下降，受效程度低（見圖3）。

圖1 劉70-8井組導(dǎo)流能力玫瑰圖（箭頭寬窄表征導(dǎo)流能力高低）

圖2 耿83區(qū)長4+5、長6油藏主、側(cè)向油井注采壓差柱狀圖（2016年）

圖3 耿83區(qū)長4+5、長6油藏歷年油、水井壓力圖

1.4 含水特征

含水特征一：整體含水可控，綜合含水與采出程度曲線偏向理論曲線右側(cè)，油藏綜合含水穩(wěn)定（目前29.3%），整體控水穩(wěn)油形勢好轉(zhuǎn)（見圖4）。

含水特征二：局部裂縫性見水，油藏西部、南部水淹貫通，發(fā)育NE36°、NE108°裂縫，東部主要以點狀見水為主，發(fā)育NE108°方向裂縫；受裂縫發(fā)育和注水單向突進(jìn)等影響，水淹井148口，其中裂縫-孔隙型見水62口，平均見水周期為326 d，裂縫型見水40口，平均見水周期為231 d。

1.5 遞減特征

遞減特征一：初期遞減大（平均月度遞減2.8%），通過對比耿83區(qū)長4+5、長6油藏注采曲線，初期注水長時間不見效，有效驅(qū)替系統(tǒng)建立時間長，單井初期下降快（見圖5）。

遞減特征二：隨著注水油藏的開發(fā)，從2013-2016年自然遞減由14.0%下降到8.3%下降到7.5%上升到8.1%，2016年自然遞減呈上升趨勢，水驅(qū)效果變差。

1.6 結(jié)垢影響、水驅(qū)效果變差

通過對比2015-2016年耿83區(qū)地層參數(shù)測試數(shù)據(jù)，受地層水與注入水等不配伍影響，注水井、采油井兩端均表現(xiàn)為外推壓力上升，綜合表皮系數(shù)變差，有效滲透率呈下降趨勢，注水壓力升高且滲流方向發(fā)生改變、油井不見效等近井堵塞滲流通道的特征，整體水驅(qū)效果變差（見圖6）。

圖4 耿83區(qū)綜合含水和采出程度關(guān)系

圖5 耿83區(qū)長4+5、長6油藏注采對應(yīng)曲線圖

圖6 耿83區(qū)2015-2016年地層參數(shù)測試對比圖（左圖：采油井，右圖：注水井）

1.7 井網(wǎng)適應(yīng)性差

對比劉65-2微地震監(jiān)測結(jié)果顯示裂縫走向NE71°，接近井網(wǎng)主應(yīng)力方向NE72°，井網(wǎng)方向合適。

根據(jù)水驅(qū)前沿監(jiān)測統(tǒng)計結(jié)果顯示，注水波及長度小于480 m的優(yōu)勢方向占總優(yōu)勢方向的96%（總優(yōu)勢方向29個），小于200 m的優(yōu)勢方向占17%，井排距為480 m×130 m菱形反九點注采井網(wǎng)井距偏大。

2 穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)政策研究

2.1 精細(xì)注采調(diào)整，提高水驅(qū)效率

2.1.1 油藏差異化管理 劃分依據(jù)：以油藏單元為對象，根據(jù)不同的儲層特征、滲流特征、水驅(qū)特征、開發(fā)矛盾，將油藏地質(zhì)、油藏工程有機結(jié)合起來，深入研究、綜合分析，尋找和制定差異化的開發(fā)對策，從而實現(xiàn)油藏的高效開發(fā)。

劃分情況：由2014年的8個注水單元增加到目前的11個（見表2）。

表2 耿83區(qū)分油藏劃分注水開發(fā)單元統(tǒng)計表

2.1.2 不穩(wěn)定注水技術(shù) 機理研究：通過改變注水量對油層施加脈沖作用，充分利用注水井的反復(fù)滲吸作用，提高注入水在低滲透油層中的波及程度，減緩注水單向突進(jìn)，改善剖面滲吸狀況，提高水驅(qū)效率。

技術(shù)政策：開展不穩(wěn)定注水24井次（注16 h/8 h、注 18 h/4 h）。

實施效果：水井：2口可對比井吸水厚度由6.0 m上升到6.7 m。油井：44口油井遞減明顯減緩，含水上升趨勢得到遏制。

2.1.3 層系調(diào)整技術(shù) 機理研究：針對層間非均質(zhì)性造成水驅(qū)狀況差異較大，儲層縱向剩余油富集，開展層系調(diào)整技術(shù)研究，提高水驅(qū)油效率。

技術(shù)政策：耿83西部合采單元試驗6個井組單注長6層。

實施效果：井組含水由38.0%下降到30.2%，日產(chǎn)油由9.63 t上升到11.16 t，2口可對比井測試地層壓力由9.4 MPa上升到14.5 MPa。

2.1.4 均衡平面采油技術(shù) 通過計算對比：（1）耿83區(qū)長4+5層流壓在5.0 MPa～6.8 MPa，長6層流壓應(yīng)在5.5 MPa～6.4 MPa，比采油指數(shù)最大；（2）流壓值在6 MPa～7 MPa區(qū)間油井遞減最小。

綜上所述：確定長4+5層合理流壓為6.0 MPa～6.8 MPa，長6層合理流壓為6.0 MPa～6.4 MPa（見圖7）。

圖7 耿83區(qū)長4+5長6油藏比采油指數(shù)與流動壓力關(guān)系圖

2.2 深化水驅(qū)挖潛，改善注入剖面

2.2.1 化堵調(diào)剖技術(shù) 機理研究：通過化學(xué)劑的物理、化學(xué)堵塞作用，限制或降低出水層段的產(chǎn)水能力，同時限制或降低高滲層段的吸水能力，改善注水井吸水剖面，進(jìn)而改變水驅(qū)方向，提高水驅(qū)波及體積，提高水驅(qū)效率。

技術(shù)政策：堵劑體系：預(yù)聚體凝膠+水驅(qū)流向改變劑體系。堵水期間主向水淹井正常開井。

實施效果：對應(yīng)油井14口，見效4口，累積增油76 t。

2.2.2 重孔酸化技術(shù) 機理研究：由于注水井近井地帶結(jié)垢堵塞，導(dǎo)致吸水厚度減小、剖面吸水差異化，實施重孔+酸化工藝，重新射開堵塞層段，有效改善近井滲流，提高水驅(qū)效率。

技術(shù)政策：重孔+酸化4井次。

實施效果：措施后平均注水壓力由21.1 MPa下降到19.7 MPa上升到21.9 MPa，平均措施有效期172 d，長期欠注、多次治理的井實施效果差，欠注時間短的井實施效果好。

2.3 優(yōu)化井網(wǎng)調(diào)整，建立有效驅(qū)替

耿83長4+5、長6油藏原始地層壓力：16.6 MPa/17.94 MPa，油層中深2 340 m，平均動液面1 733 m，注水壓力18.4 MPa，注水井井底壓力35.9 MPa，采油井井底壓力14.8 MPa，平均滲透率0.39 mD。

低滲透油藏的啟動壓力梯度與地層平均滲透率的關(guān)系滿足函數(shù)：

均質(zhì)無限大地層中有不等產(chǎn)量的A、B兩口井，兩井主流線上任意一點M處的驅(qū)動壓力梯度表達(dá)式為：

當(dāng)啟動壓力梯度等于驅(qū)動壓力時，極限注采井距：

計算結(jié)果：耿83長4+5、長6油藏合理井距為429 m，排距132 m。

3 結(jié)論及認(rèn)識

（1）耿83區(qū)水驅(qū)開發(fā)特征表現(xiàn)為：剖面、平面水驅(qū)不均，層內(nèi)、層間吸水差異大，局部注水沿高滲帶突進(jìn)，部分井網(wǎng)主向井水驅(qū)波及不到，整體水驅(qū)效果較差。

（2）耿83區(qū)長4+5、長6油藏裂縫發(fā)育方向以NE42°、NE108°為主，油藏西部、南部水淹貫通，東部點狀見水，裂縫-孔隙型平均見水周期為326 d，裂縫型平均見水周期為231 d。

（3）不穩(wěn)定注水能夠有效改善耿83油藏南部裂縫發(fā)育區(qū)剖面吸水狀況，提高水驅(qū)動用程度，在一定程度上緩解油井控水穩(wěn)油的矛盾。

（4）單注主力層能有效消除層間吸水差異，精細(xì)控制單層注水量，提高主力層水驅(qū)效率。

（5）根據(jù)油井合理流壓研究，耿83區(qū)長4+5層合理流壓范圍在6.0 MPa～6.8 MPa，長6層合理流壓范圍在 6.0 MPa～6.4 MPa。

（6）化堵調(diào)剖能有效調(diào)整水驅(qū)優(yōu)勢方向，降低注采連通油井含水，促進(jìn)側(cè)向油井見效。

（7）耿83長4+5、長6油藏合理井距為429 m，排距為132 m，井距偏大是造成目前井網(wǎng)主向壓力低、見效比例低，遞減大的主要原因。

［1］毛建文，王文剛，等.耿271長8油藏水驅(qū)開發(fā)特征分析及穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究［J］.石油化工應(yīng)用，2012，31（6）：20-23.

吐哈油田精控三大非常規(guī)油氣藏

鉆頭猶如長了眼睛的穿山甲，在1 102米水平段、2米厚的油層中潛行，順利找到油氣。目前，這種精控井眼軌跡技術(shù)已成為吐哈油田常用的提速技術(shù)。

吐哈油田有致密油、火山巖、超深稠油三大非常規(guī)油氣藏，屬世界級開發(fā)難題。今年年初以來，吐哈油田在三塘湖盆地深層哈爾加烏火山巖、蘆草溝組致密油、吐哈盆地魯克沁深層稠油等重點勘探領(lǐng)域進(jìn)行深探井鉆井提速攻關(guān)，試驗5井次。其中，條33井試驗新型PDC鉆頭，同井段鉆速比鄰井提高138.5%；連西2井應(yīng)用防卡設(shè)計PDC鉆頭和強抑制鉆井液體系，鉆速比鄰井提高172.5%。

吐哈油田在玉北6塊開展鉆井提速示范井工程，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和井眼軌跡，主攻7口井。其中，5口定向井與2016年相比鉆速提高1/5，兩口水平井與2016年相比鉆速提高一倍。同時，在弱凝膠鉆井液體系的基礎(chǔ)上，技術(shù)人員應(yīng)用自主研發(fā)并生產(chǎn)的新型潤滑劑，有效提高了鉆井液的潤滑性能，確保定向和水平段的安全快速鉆進(jìn)。湖平17-20井應(yīng)用自主研發(fā)并生產(chǎn)的WR-1新型鉆井液潤滑劑，鉆井周期縮短1/3。

（摘自中國石油新聞中心2017-08-11）

TE357.46

A

1673-5285（2017）08-0030-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.007

2017－06-27

張智勇，男（1991－），2014年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，工學(xué)學(xué)士，現(xiàn)就職于長慶油田第九采油廠羅龐塬采油作業(yè)區(qū)生產(chǎn)技術(shù)室。