低渗透油藏中高含水油井增产技术研究与应用

达引朋， 任雁鹏， 王玉功， 郭 亮， 赵倩云， 蒋文学

（1.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院长庆分院，陕西西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018；3.长庆油田公司第一采油厂，陕西延安716000）

我国大部分油田采用注水开发，目前全国油田综合含水8 0%以上的储量比例达到可采储量的68.1%，产量和剩余可采储量占50%以上，高含水期开发已是我国油田开发面临的重要阶段。近年来，国内大庆、胜利等老油田在中高含水油井提高单井产量方面采用了注水井调剖、三次采油等技术，但主要是针对高渗储层，而对于以长庆油田为典型代表的低渗透储层，中高含水期油井增产改造技术仍处于起步阶段，技术还不成熟［1－4］。为此，近年来通过关键技术攻关，形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等增产技术。现场试验表明，可以满足长庆油田低渗透储层中高含水油井提高单井产量要求，具有较好的应用前景。

1 储层特征

长庆油田主要含油层系以中生界三叠系延长组特低渗透油藏和侏罗系延安组低渗透油藏为主，其主力油藏为三叠系延长组储层，埋深1 000～2 600 m，油层渗透率0.5×10－3～3.0×10－3μm2，孔隙度8%～14%，地层温度40～75℃，产量占到长庆油田总产量的72.2%。截至2008年底，共投入开发油田32个，储层普遍具有低孔、低渗、低压、非均质性强等特点，井均无初产，压裂技术和油层保护技术成为油田开发中关键技术。

2 开发现状分析

2.1 注入水方向性明显

长庆油田三叠系延长组油藏，受储层低渗、微裂缝发育、水力压裂投产等因素共同作用，注入水具有明显的方向性，注入水沿着水线方向推进速度较快，最快达到2～7m／d。在生产动态上表现为水线方向井注水见效快，但易水淹，采收率低；水线侧向井注水难以见效，甚至长期注水不见效，长期处于低产低效开发状态。

图1是P区块长6层2008年12月含水分布图。从图1可以明显地看出水驱前沿不平衡发展，沿主裂缝方向高压见水，裂缝侧向上注水有效程度差，此外存在主裂缝侧向上水淹现象，部分井区发生了大面积的水淹，目前已关井，稳油控水难度不断加大，同时剩余油挖潜难度增大。

Fig.1 Water distribution of P block long six layers图1 P区块长6层含水分布图

2.2 采油指数降低，产量递减快

随着含水率的上升，无因次采油指数急剧下降，中含水期一般无因次采油指数保持在0.4～0.5，产油量年综合递减10%左右，油藏稳产难度大。

如开发时间较长的安塞油田W区块，目前采出程度10.66%，综合含水由29.0%上升到45.0%，采液指数由0.88m3／（d·MPa）下降到0.49m3／（d ·MPa），采油指数由0.69m3／（d·MPa）下降到0.28m3／（d·MPa）。

2.3 贾敏效应明显

通过对安塞油田长6储层所作的大量实验观察表明，在油驱水过程中，产生的贾敏效应很弱。油井见水后，油层中已形成两相渗流，在水驱过的油层孔隙中存在大大小小的残余油滴（油柱），当这些油滴受外力作用或通过喉道时就会发生形变，产生附加毛细管阻力。还有一些油滴在通过变直径的喉道时，也会产生附加阻力。这些附加阻力累积起来，就会对水驱油过程产生巨大影响［5］。尤其对低渗透的长6油层来讲，这种影响表现尤为突出。贾敏效应较明显的表现主要有以下两个方面，一是注水阻力增大，注水压力升高；二是油滴滞留于孔隙喉道处而不能运移，从而造成大量的剩余油。

2.4 储层存在不同程度的伤害

油井经过近20多年的开发，在开发过程中不可避免的会造成储层伤害。这主要表现在3个方面：

（1）储层压力系统、温度、流体性质都发生了一定的改变，这些都容易造成储层结垢；

（2）修井以及储层的重复改造过程中，外来流体、杂质对储层的伤害；

（3）常年的注水开发，粘土的水化、膨胀、运移也造成了一定的储层堵塞。

3 油井含水上升原因分析

3.1 裂缝因素

裂缝在油藏注水开发中具有双重作用，一方面可以提高油水渗流能力，使注水井达到配注，油井获得效益开发；另一方面容易形成水窜，使采油井过早见水或水淹。

长庆油田储层普遍微裂缝发育，以安塞油田长6油层为例，根据地面露头、岩芯观察及微地震开发测井、构造应力场研究和注水开发后大量资料证实，长6油层微裂缝发育，具有明显的方向性。多数出现一条直立缝，少数出现2～3条一组的平行直立缝或两条正交缝，根据安塞油田95口井的岩心观察，有52口井存在微裂缝，占总井数的54.7%。微裂缝较发育，在油层经过压裂改造、注水开发后，当注水井注入水水驱半径与采油井裂缝半长之和达到或大于井距时，油井开始见水或发生水窜现象，造成油井含水上升。

3.2 储层非均质性

储层的非均质性主要包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。对于注水开发油藏，非均质性强的储层，在开发过程中矛盾比较突出，造成同一井网上不同位置油井见水程度不均，从而影响油井的产量。

图2为P区长611－2渗透率平面分布图。从图2中可以看出，其非均质性也是很强的，一般在2个井排距内发生了较大的变化。这对油水平面运动规律造成了较大的影响。

3.3 初期改造方式或参数不当

对于低渗透储层，油井均要进行压裂投产，水井按照储层特征，进行射孔、爆燃或者压裂投注，由于部分井投产初期参数或工艺原因，造成了部分井无水采油期缩短，严重影响了区块的整体开发。

表1为西峰油田B区块加砂强度与含水分布关系。根据对西峰油田B区块加砂强度与含水关系对比统计可以看出：B区对应关系较为明显，见水区加砂强度明显高于未见水区，油井含水上升部分是因投产压裂加砂量过大，注入水沿人工缝推进所致。

Fig.2 P block long six layer permeability plane distribution图2 P区长611－2渗透率平面分布图

表1 西峰油田B区块加砂强度与含水分布关系Table 1 The relationship between Xifeng oilfield B block sand－up strength and water distribution

3.4 地层压力升高

为了恢复和提高地层能量，长庆油田大多采用超前注水方式进行开采。随着注水时间的延长，地层能量保持水平也不断提高。由于储层微裂缝发育，当注水量达到一定值时，地层压力达到微裂缝开启压力，会造成注入水沿微裂缝推进，部分井试油出水、投产很快见水或井组内大部分油井含水上升并水淹，造成井组水驱油效率低，低含水采油期短，稳产效果差。

表2为开发试验区注水效果分析。对比西峰油田3个不同区块在执行超前注水技术政策上的不同可以明显看出，随着超前注水时间和超前注水量的增加，油井投产易见水。该种现象在油田其它区块也存在。

表2 开发试验区注水效果分析Table 2 Analysis of development experimental water flood

4 现场实践

由于长庆低渗透储层微裂缝发育，油田开发过程中裂缝性见水、孔渗性见水等现象严重，其剩余油富集区大多集中在注入水波及效率差的地区，有些井的剩余油饱和度甚至接近原始含油饱和度，因此目前主要在提高水驱波及体积、挖掘剩余油等方面做了很多工作［6］。近年来，通过室内研究，针对长庆油田中高含水油井见水特点和储层特征，主要进行了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、堵水酸化等方面的试验，取得了较好的应用效果。

4.1 注水井深部调剖技术

注水井深部调剖技术主要是针对低渗透储层部分区块裂缝和大孔道发育，吸水剖面严重不均，部分层位不吸水，需剖面改造以及裂缝发育无规律，调剖难度大等问题，通过采用深部调剖技术，研制开发调剖体系，利用深部调剖防止层内绕流、层间窜流，阻止后续注入液绕过封堵区再窜到高渗透层，改善吸水剖面，启动低渗透层，从而提高注入水的波及体积和驱油效率。

近年来，室内开发了G523－DQ系列弱凝胶体系，该体系为白色粘稠状液体，pH为7～8，粘度为20～50mPa·s，可在10～90℃内成胶，成胶后可挑起，无固定形态，粘壁性好。同时由于该体系在储层中有一定的油水选择性，因而提高了调驱效果。

P30－29井为A油田一口注水井，由于存在尖峰状吸水，2009年通过应用G523－DQ系列弱凝胶体系进行调剖，其对应5口油井增产效果明显，截止当年年底累计增油339.69t。

4.2 裂缝性中高含水油井堵水技术

针对储层中存在大裂缝或大的孔道造成油井高含水或水淹的现状，通过封堵人工裂缝或储层微裂缝的方法，实现“降水增油”的效果。油井堵水的实质是改变水在地层中的流动，更准确地说是改变水在地层中裂缝区域的流动方向，使水淹油井恢复产能，同时，更重要的是在于通过堵水，可以保持地层能量，提高注入水或其它驱油剂的波及系数，扩大注水见效范围，从而使整个井组的原油采收率提高［7－8］。图3为油井堵水示意图。

Fig.3 Schemes of oil well water plugging图3 油井堵水示意图

目前通过对见水方向、窜流通道识别等方面理论研究及实践应用，建立起了一套可行的工艺方法并在实际中得以验证，研究开发了3种堵剂：弱凝胶G523－DQ堵水剂、智能凝胶G521－LDN堵水剂、高强封堵剂G522－LDN。

（1）老井堵水

油井堵水技术目前已经在长庆油田老井现场应用27口井，截至2010年10月，累计增油3 287.5t，措施成功率达到81.5%，措施有效率达到70.4%，取得了较好的“控水增油”效果。

以X油田2009年堵水为例，共实施油井堵水措施9口井，截止2010年6月，累计增油697.82t。其中7口井降液效果明显，平均单井日产液下降4.80m3／d，4口井见到明显的增油，平均单井日增油0.55t／d。

（2）新井堵水

在实施超前注水区，由于储层微裂缝发育、投产压裂加砂量过大、注水压力高等原因，部分井投产后即很快见水，甚至暴性水淹。针对此类油井，采用油井堵水技术，在现场实施20口井，有效井14口，有效率70%。以J油田为例，截止2010年6月份，共实施7口井，措施后试油日产水均下降，日产油上升，日产水由456.13m3／d下降为95.90m3／d，日产油由2.40m3／d上升为54.95m3／d。

4.3 孔渗性中高含水油井堵水压裂技术

根据油井生产动态分析，部分井含水上升并不属于裂缝性或大孔隙见水，而是孔渗性见水，对于此类油水，可以采用选择性堵剂和转向压裂相结合的方法，实行堵水压裂措施，在提高储层远端孔隙封堵的同时，尽可能的挖掘剩余油或者动用“死油区”储量，实现堵水增油的目的［9］。

堵水压裂选用具有较好的油水选择性堵剂G530－DQ，其堵水率为97.1%，堵油率为30.5%。转向压裂主要采用的是G519－ZDJ系列暂堵剂，该产品具有不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害的特点。

目前堵水压裂技术在长庆油田应用8口井，有效井6口，措施后平均日增油0.95t／d，累计增油739.5t。L77－31井为J油田进行堵水压裂工艺试验的一口采油井。该井1998年8月投产，初期日产油8.22t／d，2003年12月后含水由3.1%上升至50.9%，2006年5月含水达到100%，7月酸化措施后含水有所下降，措施前日产液7.2m3／d，日产油0.89t／d，从生产历史看，分析该井属于孔隙性见水。采用堵水压裂措施后，初期日增油1.4t／d，截止2010年6月，该井措施后生产天数612d，有效天数为612d，且稳产时间达1年，平均日增油达0.81t／d，累计增油498.4t，增产效果显著。

4.4 裂缝深部暂堵酸化技术

长庆油田低渗透储层普遍存在非均质性强的特点，采用常规酸化后，往往会造成酸化过程中酸液的“指进”现象，进一步沟通高渗层、大孔道或裂缝，引起油井含水进一步上升，而其低渗透或堵塞带酸液无法进入，造成酸化后难以达到预期目的，且含水继续升高，增产效果差。

裂缝深部暂堵酸化液由深度缓速酸、粘弹性携带液、暂堵剂三部分组成。裂缝深部暂堵酸化技术是应用粘弹性携带液携带暂堵剂进入高渗透大孔道地层或裂缝进行封堵，接着注入深度缓速酸，实现酸液体系分流转向低渗透层和堵塞层，并进入储层深部，实现远距离酸化的作用。达到解除裂缝壁面堵塞物、提高低渗透层导流能力和深度缓速酸有效酸化效率。

目前，裂缝深部暂堵酸化技术在长庆油田应用5口井（见表3），有效率100%，截止2010年年底，平均日增油2.01t／d，累计增油1 062.58t，效果较好。

表3 裂缝深部暂堵酸化施工井效果Table 3 Deep cracks temporary plugging acidification effect

5 结束语

（1）长庆油田延长组低渗透储层经过多年的开发，存在注入水方向性明显、采油指数低、产量递减快，贾敏效应明显、储层不同程度存在堵塞伤害等问题。

（2）裂缝发育、储层非均质性、投产改造方式或参数不当、地层压力升高是造成长庆油田延长组储层油井含水上升的主要原因。

（3）通过对储层地质特征认识、开发现状、油井含水上升原因等方面分析，形成了注水井深部调剖、油井堵水、堵水压裂、裂缝深部暂堵酸化等适合长庆低渗透储层中高含水油井增产技术，通过现场61口井的试验，取得了较好的效果。

（4）通过中高含水油井增产技术研究和现场试验，为进一步探索提高低渗透油藏中高含水油井最终采收率技术具有一定的指导作用。

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