姬塬油田长4＋5油藏改善水驱开发效果评价研究

李亚玲 （中石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西 西安710018）

常永平 （中石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 环县745700）

高颜博 （中石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西 西安710018）

1 油藏开发特点

姬塬油田长4＋5油藏于2006年投入开发，主要采用正方形反九点井网开发，油井开井640口，日产液1799t，日产油966t，综合含水率46.3%；水井开井203口，单井日注水平23m3，累计注采比2.11。该油藏开发具有如下特点：

1）姬塬油田长4＋5油藏，区域之间的储层非均质性具有很大的差异，砂体变化快。其中3个井区储层非均质性从小到大依次为耿117井区、耿63井区、耿116井区，开发效果差异较大。

2）3个井区都不存在无水采油期，油井投产初期均含水。由图1长4＋5油藏初期含水率与单井产能散点关系曲线看出，3个井区油井初期综合含水率 （排液2个月以后）大于2%，其中主要以综合含水率小于20%的低含水井为主 。

3）中低含水期是可采储量主要开采期 （见图2）。低渗透油田中，大都属于Ⅲ类S型至Ⅴ类凹型曲线，其特点是油井见水较晚，含水率初期上升慢，后期上升较快。姬塬油田长4＋5油藏含水率与可采储量采出程度曲线拟合，它们的拟合结果分别为S型、过渡型、凹型曲线。

图1 长4＋5油藏初期含水率与初期单井产能关系曲线

图2 长4＋5油藏含水率与地质储量采出程度关系曲线

4）注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，即“两高一低”（图3）。油藏进入中含水阶段，含水率高，单井产能低，局部微裂缝发育，单井投产见水快，见水呈多向性，控水难度大，长4＋5油藏开发近10年因见水，日损失产量达185t。

图3 长4＋5油藏单井注水曲线

5）随着开发时间的延长，长4＋5油藏堵塞井逐年增加，但随着措施频次的增加，措施效果变差，严重影响长4＋5油藏长期稳产。

2 改善水驱效果方法研究

2.1 精细地层对比

地层划分与对比按照“以沉积模式为指导、以标志层为基准、以厚度旋回为参考、以分级控制为步骤、动静结合反复对比验证”的原则进行。将长4＋5油层组分为4个油层，12个小层。提出注水井补孔分注28口，油井超前注水潜力层补孔41口，老井转注7口，新钻投注水井3口，不断完善注采井网，提高水驱开发效果。通过2014年实施，井组水驱储量程度上升10.4%，36口油井水驱动用程度提高13.2%，52口油井井网得到完善，当年累计增油9989t。

图4 长4＋5油藏注水强度与含水率上升关系图

2.2 研究合理注水政策

1）油藏注水强度确定 合理的注水强度应根据油层物性、微裂缝的发育程度而确定。现场采集的注水强度与含水率上升关系数据如图4所示，当注水井注水强度大于2.3m3／（d·m）时，含水率上升速度快。

2）细化注水单元 坚持边实施边调整的政策，结合各区块储层物性、压力、含水现状，细划注水单元25个。对25个注水单元精细注水调整，油井见效程度进一步增加。

2.3 堵塞机理及优化措施工艺

1）堵塞机理 姬塬油田长4＋5油藏地层堵塞有3个方面：一是地层水矿化度高，特别是高含水井随着压力温度的变化，易生成大量无机垢 （BaSO4和CaCO3）；二是储层渗透率低，初期裂缝闭合，流体携带杂质微粒运移时沉积在小孔喉处造成堵塞；三是注水推进后，相渗发生改变导致油井产能下降。考虑长4＋5油藏结垢严重以及储层弱酸敏的特性，在措施工艺优选中重点要考虑酸处理环节。

2）优化措施工艺 根据低产原因的不同，通过理论研究及现场实践，长4＋5油藏主体解堵技术主要有暂堵压裂、前置酸压裂和酸化。

关井时间、前置酸用量优化。由图5可知，随着关井时间的增加，酸作用的距离就越小，当关井时间为120min左右时，酸作用距离基本不变，因此将关井时间调整到120min。由图6可知，前置酸用量越大，酸作用距离越大，但是考虑到经济性，前置酸用量确定为25～30m3／层。

图5 不同关井时间条件下裂缝长度

图6 不同前置酸用量条件下裂缝长度

加砂强度优化。加砂强度反映压裂过程中砂体支撑裂缝的情况和裂缝的导流情况，加砂强度低，砂体支撑裂缝的能力低，长期生产过程中导流能力容易丧失，影响油井产量。加砂强度过大，裂缝延伸长，容易与注水井沟通，油井改造后易造成水淹，增油效果差。通过近3年长4＋5油藏180口油井压裂中加砂强度与增油量散点关系图 （图7）可以看出，长4＋5油藏加砂强度大于3.0m3／m、小于1.6m3／m 时，大多数井年增油量小于150t，而加砂强度在为1.6～3.0m3／m时，多数井年增油量大于150t。然而每口井加砂强度在为1.6～3.0m3／m范围内如何确定，要结合该井的物性、厚度等确定。同时由于该油藏存在微裂缝，局部有裂缝，井网为正方形反九点，因此实施压裂改造措施时主侧向井加砂强度要有所不同，主向井强度大易导致措施后水淹，侧向井强度过小裂缝延伸短，达不到增产目的。根据室内模拟研究，该地区长4＋5油藏主向井合理裂缝穿透比为0.6～0.7 （支撑裂缝半长130～150m），侧向井为0.7～0.8 （支撑裂缝半长150～170m），由此计算主向井加砂强度为1.6～2.4m3／m（图8），侧向井加砂强度为1.9～2.8m3／m （图9），结合现场试验得出侧向井加砂强度最大不能超过3.0m3／m。

图7 长4＋5油藏措施井加砂强度与措施年增油量

图8 长4＋5油藏主向井模拟结果

图9 长4＋5油藏侧向井模拟结果

措施方式优化。从近3年前置酸压裂、酸化、暂堵压裂的实施结果 （图10～12）可以看出，2014年经过参数优化，前置酸压裂和酸化措施有效率及当年措施有效时间都有所提高，实施效果前置酸压裂＞酸化＞暂堵压裂。

图10 长4＋5油藏前置酸压裂效果柱状图

图11 长4＋5油藏酸化效果柱状图

图12 长4＋5油藏暂堵压裂效果柱状图

3 改善后水驱效果

与2013年相比，姬塬油田长4＋5油藏水驱效果得到一定改善。一是含水上升率下降0.6%；二是存水率稳定在0.9；三是水驱状况稳定变好，水驱控制程度提高0.6%，水驱动用程度提高1.2%；四是地层压力缓慢恢复并趋于稳定，压力保持水平稳定在103%左右，动态可采储量增加19×104t。

4 结论与认识

1）姬塬油田长4＋5油藏水驱开发效果整体较好，2013年开始有变差的趋势，但是在2014年针对变差主导因素进行研究及治理，水驱效果得到改善。

2）姬塬油田提高水驱开发效果的主要方法：一是对井网 （层系）的完善，需要根据油藏开发过程出现的矛盾，不断地重新认识、细化单井小层，才能提出针对性较强的措施；二是油藏开发过程中，必须做到动静态资料的及时结合，细化注水单元，对不同的单元、不同的开发矛盾，提出不同的注采调整政策。

3）姬塬油田长4＋5油藏低产井措施挖潜，需要针对不同堵塞机理，采取不同措施方式及工艺参数。从总体实施效果来看前期加酸处理效果较好，前置酸压裂＞酸化＞暂堵压裂。

［1］ 李兴训 .水驱油田开发效果评价方法研究 ［D］.成都：西南石油大学，2005.

［2］ 刘晓瑜，徐进，熊炜 .安塞油田长西区低渗透油藏压裂增产技术研究 ［J］.江汉石油职工大学学报，2005，18（2）：27～29.

［3］ 迟静 .特低渗油田水力压裂参数优化研究 ［J］.西北地质，2003，36（1）：70～73.