姬塬油田罗一区长8油藏低产低效井对策分析

柯先启

(1.西北大学，陕西 西安 710069;2.中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西 榆林 718600)

1 区域地质背景

砂体的汇聚中心稍向北移，为冯地坑 －后洼 －马家山地区，油气主要靠叠置的砂体由长7烃源岩运移至长81砂体中;长821油层与渗透率平面分布耦合更好一些，而部分区域又不完全受渗透率平面分布控制，受微裂缝的影响，以微裂缝运移为主;长822油层与渗透率的平面分布耦合较好，只有渗透率的高值区才有油层的分布，微裂缝疏导成藏。

姬塬油田罗1区长8油藏区域构造位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，区域构造上发育近东西向的鼻状隆起，宽度约3～5 km。

姬塬油田罗一区长8储集层为一套粉砂－细砂岩，岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，主要孔隙类型为粒间孔、长石溶孔，平均孔径71 μm。该区域发育微裂缝，主要为燕山期和喜山期板块构造运动产生的次生缝，形成北东东和南西西向的构造缝与成岩缝。根据前人岩样分析统计可知，姬塬油田罗一区长8油藏孔隙度主要分布在6%～10%;渗透率分布在 0.2 ～0.6 ×10－3μm2，属于典型的低孔低渗油气藏。

研究区长8油藏分布主要受沉积相带分布的控制，以三角洲前缘亚相为主，水下分流河道自北向南发育条带状砂体。长811及长812油层最有利相带为水下分流河道及改造河口坝的主要砂体发育区，各分支河道砂体规模不尽相同，

2 开发现状分析及存在问题

姬塬油田罗一区长8油藏自2007年进行开发试验，此后不断开采，目前已基本完善菱形反九点井网。根据构造区域及开采时期的不同，分别采用超前注水、同步注水、滞后注水的方式增加产能，提高采收率。

开采实验期，主要采用超前注水方式，钻井9口，平均油层14.4 m，超前注水46天，平均单井注水1 600～2 000 m3，油井投产 6口，平均单井日产液 8.1 m3，日产油 5 t，含水26.9%，动液面1 252 m，水井投注 4口，单井日注 20 m3，注水强度为 1.2 m3/m·d。

表1 实验期9口钻井注水前后注水受效情况

如上表所示，从40天后测试数据对比可以看出:罗一长8油藏主侧向注水受效基本均匀，地层压力明显上升，见效明显，生产动态保持良好形势。

开发中期，为控制含水上升速度，局部地区采用近同步注水或者滞后注水方式开发，导致地层压力逐步降低;同时，由于油藏区块发育微裂缝，局部地区油井见水快，甚至出现水线沟通现象;南部裂缝发育区，见水方向复杂，剖面矛盾突出。

3 措施及对策分析

随着开发的不断推进，低产低效井逐渐增多，面对开发形势的严峻性，精细化管理已成为稳产增效的唯一手段。

3.1 低产、低含水油井治理

开发中期，局部地区采用近同步注水或者滞后注水方式开发，导致地层压力逐步降低，地层能量出现严重亏空，造成大区域低产、低含水的油井出现。如图 1所示，地158－3井，目前含水低于15%，日产液能力低于1.0 m3，经测试与研究得知:其临井地 158－4油井 2012年地层压力为 14.2 MPa，2013年地层压力下降为 9.2 MPa，2014年地层压力迅速递减为7.98 MPa，其低产低效的主要原因是地层压力保持水平极差。而现场显示，地158－3油井对应水井地157－3井、地159－3井由于注水压力高，长期注不进。

目前，该种情况在罗一长8油藏广泛存在，而在实际现场开发中显示，均衡注水是综合经济成本、见效程度等方面切实可行的补充地层能量的方法，并且在一定区域取得了较好的效果。通过分析可知，姬塬长8油藏正常注水效果不好的原因是长8储层致密、非均质性强、喉道半径细小。对于注水井在投注后即达不到配注要求，可以借鉴对油井储层改造的工艺模式，开展爆燃压裂、加砂压裂、不加砂酸压等压裂改造工艺试验。加大储层的改造力度，控制压裂规模，以压开近井地带、沟通地层裂缝，扩大渗流面积。

因此，适当增注或复压生产低产油井对应的注水井，补充近井地带地层能量，可以有效地提高单井产能。

3.2 含水突变井治理

姬塬罗一长8油藏在在投产开发后产量递减快，为了稳产，采用注水开发的方式来补充地层能量，但由于基质渗流等因素影响，注水见效后部分油井含水迅速上升，甚至造成井间水淹、水串现象。

根据计秉玉，战剑飞等研究可知，减小井与井之间的距离，可以缩短低渗地层的见效时间，而在实际生产中井网间距已经密集，只有重复压裂、改变裂缝的方向，才能缩短井距效果。在不考虑非达西渗流情况下，利用低渗储层的平均参数来计算低渗透基质的见水时间，在此采用李传亮教授的流管法公式可计算得知:即使忽略低渗透储层的启动压差，油井在基质渗流情况下见水也是非常缓慢的，基本在10年以上。而姬塬罗一长8油藏部分油井见水时间一般在6个月以内，所以，该区块油井迅速见水肯定是由于天然裂缝或人工裂缝造成的。

以地162－02井为例，该井在投产后含水一直在15%之内，注水井地163－02井投产后 3个月，油井地163－02井含水上升至50%，根据示踪剂同位素显示，地162－02油井含水上升因素主要因为地162－02井与地163－02井井间微裂缝沟通。

在罗一区长8油藏，油井投产后迅速见水现象极为突出，由于油水、井之间关系明确，采取油井深部堵水措施效果明显。因此，针对罗一区长8油藏反映迅速、关系明确的油水、井，可以通过水井堵水调剖、油井深部堵水等措施提高单井效率。

3.3 剖面矛盾突出井治理

姬塬罗一区长8油藏在开发期主要采用滞后或近同步注水方式，地层能量得不到及时补充使渗透率伤害大，加之储层非均质性强、基质渗透率低、导压能力低，渗流阻力大，启动压差、流固耦合等使基质注水见效慢或长期不见效;开发中后期，注水强度大、注水压力不稳易使天然裂缝开启，加之注水井普遍经过压裂，天然裂缝发育不均衡易造成方向性水淹;注水井网不完善，没有全层段射孔，造成隔夹层多易造成垂向上剩余油的存在。

随着不断开发，姬塬油田罗一区长8油藏，油水界面张力增加，原油粘度变大，流动阻力增加，导致水驱效果越来越差。因此，急需引进新的驱油方式来提高单井产能。二氧化碳在地层中流动性好、能够使原油体积发生膨胀、降低原油密度和降低界面张力等优点，且已被广泛引用于提高提高采收率技术。郭平等认为注入0.7倍空隙体积的二氧化碳后就能形成有效地传质通道。因此，笔者认为:针对姬塬油田罗一区长8油藏注采矛盾突出、生产井见效比例低、差异大等特点，可采用水气交替方式注二氧化碳，能够有效地扩大二氧化碳波及体积，降低剩余油饱和度，提高采收率。

4 结语

(1)结合姬塬油田罗一区长8油藏特征，对于低产、低含水油井，适当增注油井对应的注水井，可适当提高其单井产能;对于油水关系明显的高含水油井，采用堵水调剖、深部堵水等措施，可有效控制其见水井速度与程度。

(2)基于姬塬油田罗一区长8油藏微裂缝发育、简见水快等特点，二氧化碳气驱可作为一种新方法广泛应用于姬塬油田罗一区长8油藏。

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