姬塬油田L1区块长8油藏西南部水驱改善开发效果技术研究

刘广峰，雷艳，辛萌，吴淼，孙明，张满，万军

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

姬塬油田L1区块长8油藏西南部水驱改善开发效果技术研究

刘广峰，雷艳，辛萌，吴淼，孙明，张满，万军

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

L1区块作为姬塬地区长8油藏典型区块，2008年建产，目前油藏已进入中含水开发阶段，水驱状况整体良好，但随着开发时间的延长，制约水驱效果的各种因素也逐步凸显，如平面非均质性强，局部微裂缝发育，导致油井见效微弱或不见效，或局部裂缝见水，油藏动用不均，递减指标居高不下。近两年在L1区块做了大量工作，改善水驱效果。此次通过水驱改善开发效果技术研究，总结L1长8油藏西南部的水驱开发特征，评价改善水驱技术的实施效果，最终提出区域中长期单井稳产治理方案。

平面非均质性；局部微裂缝发育；见效特征；水驱改善开发效果

姬塬油田L1长8油藏位于陕西省定边县姬塬乡刘上梁村蒋阳庄组，属黄土塬地貌。地表为100 m～200 m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差，地面海拔1 450 m～1 850 m，相对高差一般为400 m左右。

本区管辖L1区块位于L1油藏西南部，动用地质储量2 096.1×104t，主要动用长811和长822油层，其中长822油藏主要发育于本区。L1油藏西南部自2008年开始采用井距480 m、排距150 m的菱形反九点井网开发，井网密度13.9口/平方千米。目前已建成油井355口，水井114口。

1 水驱开发动态特征研究

根据L1区块油井受效特征研究，归纳出四类生产动态特征：

模式1：由于低渗透油藏本身物性条件限制，初始注入水不能迅速传递到油井处，会出现产量递减期，随之后注水能量补充，产量上升；

模式2：产液、油量同时变化，初期出现产量递减期，随后注水能量补充，产量稳定；

模式3：油井出现增液不增油情况，即见水井；

模式4：主要是由于储层物性差、注采井网不完善及对应注水井欠注等因素影响，不受效或者受效慢。

1.1 水驱利用状况稳中趋好

水驱控制程度是直接影响采油速度、含水上升率、储量动用程度、最终采收率等的重要因素[1，2]。2013-2015年随着注采井网不断完善，L1区块长8油藏水驱控制程度不断提高，目前达到93.8%；通过实施水井增注、注水调整、加强分注井管理等措施，水井注入剖面状况趋好，水驱动用程度逐步上升达到74%，水驱指数基本稳定，存水率略有提高，水驱状况有所变好（见图1，图2）。

1.2 地层压力上升，分布不均

2015年通过实施水井增注5口、堵水4口及注水调整12井次，地层压力由14.8 MPa上升到15.9 MPa，压力保持水平提高。而个别边井裂缝型见水，导致边角井压差增大，其中边井16.4 MPa，角井15.5 MPa；局部高压主要为见水井异常高压影响（见图3）。

L1区块分油藏长811和长822（不含合采）来看，长811平均压力由14.9 MPa上升到17.7 MPa，上升幅度大；而长822平均压力由14.6 MPa下降到14.2 MPa，基本稳定。井网内分边角井来看，长811压力上升，边角井压差为1.0 MPa，主要为孔隙见水区部分井水淹程度加剧；长822压力基本稳定，边角井压差下降至1.1 MPa，主要为前期裂缝见水区通过注水调整和油井堵水工作，平面矛盾缓解。

图1 L1区块西南部水驱状况柱状图

图2 L1区块西南部水驱指数和存水率曲线图

图3 L1区块西南部压力对比柱状图

图4 L1区块长8油藏含水分级柱状图

1.3 油藏含水较稳定

油藏目前综合含水53.4%，含水上升率3.7%，处于中含水采油阶段。含水小于40%的井，占总井数的47.1%，占总产量的67.5%（见图4）。

从含水变化规律来看：模式1（受效）、模式2（受效平稳）、模式4（不受效）含水变化表现为“平稳型”，模式3（见水井）为“快速上升型”（见图5）。

1.4 油藏高递减得到控制

与2014年同期相比，油藏自然递减由23.7%下降到8.0%，标定递减值6.1%；综合递减由20.6%下降到2.8%。前期高递减开发形势得到有效控制[3-5]。

目前递减值较年初有所上升的原因主要为区域北部孔隙见水区水淹程度加剧，导致递减加大。

图5 L1区块长8油藏油井受效模式分布图（含水）

从单井产能递减规律来看：模式1（受效）递减变化趋势为“两段平稳型”、模式2（受效平稳）表现为“平稳下降型”、模式3（见水井）递减变化趋势为“三段平稳型”，模式4（不受效）表现为“平稳上升型”。

1.5 油藏见效均匀

随着注水时间的延长，目前见效井（模式1、2、3）181口，见效程度由49.7%上升到54.8%，油井见效范围进一步扩大。分析受效井与不受效井在角边井中所占比例，两者相近，即角边井整体受效均匀。分油藏长811和长822（不含合采）来看，长811油藏角井受效情况好于边井，长822边井好于角井（见图6）。

1.6 油藏见效特征为孔隙型和裂缝型见水

L1长8油藏西南部目前综合含水53.4%，局部出现高含水：其中区域北部主要为长811孔隙型见水影响；油藏中部长822，主要为裂缝型见水（见表1）。

图6 L1区块分油藏边角井见效图

表1 L1区块长8油藏见水情况统计表

2 水驱开发改善措施及效果评价

针对L1区块水驱开发矛盾，2015年主要围绕水驱剖面治理、注采调整、油井措施等方面开展工作，以提高水驱开发效果（见图7）。

图7 L1区块长8油藏水驱改善措施图

具体从注水系统改造、井筒治理、注水井措施、注采调整和油井措施挖潜开展工作118井次，实现累计增注11 820 m3、油井增油7 418 t（见表2）。

2.1 开展水井剖面治理改善油藏水驱开发效果

2.1.1 开展水井剖面治理－降压增注2015年实施水井增注5口，目前有效4口。截止到目前，日增注水量70 m3，累计增注11 250 m3，增注后个别油井动态增油（277 t）（见表3）；部分油井递减减小，产量趋于稳定。

2.1.2 开展水井剖面治理－堵水调剖2015年累计实施水井堵水调剖4口（其中分注井1口），目前全部有效。注水井深部堵水后，对应油井动态反应明显，平均液量由10.2 m3下降到4.6 m3，综合含水变化较小；井组其他油井动态有待进一步观察。

2.2 注水调整与水井措施相结合，缓解平面矛盾

纵向上细分小层，将该油藏纵向上划分为长811、长812、长821以及长822层4个小层（其中长821小层砂体不发育）；平面上细分注水开发单元，实施油藏差异化管理，有效补充地层能量。

全年通过实施精细注水调整12井次（见表4），区域压力保持水平提高、平面分布更加均匀。地层压力由14.8 MPa上升到15.9 MPa，压力保持水平提高。

2.3 精细油井措施挖潜，改善油藏水驱开发效果

表2 2015年MX区L1长8油藏水驱治理工作统计表

表3 2015年MX区L1长8油藏注水井增注措施统计表

表4 2015年MX区L1分单元注水调整统计表

具体挖潜方面，主要从两项治理即低产低效及长关长停井治理和除此之外的常规解堵引效两大方面开展。全年共计实施各类油井措施57口，目前有效37口，其中低产低效井治理效果好（见图8）。

2.3.1 精细油井措施挖潜-常规解堵引效排除低产低效治理和长关井措施治理外，常规的解堵引效等措施2015年共计实施32井次，目前有效18井次。2015年措施方式以前置酸压裂和各类酸压措施为主，总体来看，前者效果较好；酸压方面，自转向酸压适应性较好。

2.3.2 精细油井措施挖潜-区域连片堵水2014年下半年L1区块孔隙见水区确定了区域连片堵水的治理思路，优选地217-48和地215-48两个井组进行深度堵水试验，完井初期井组表现为原先的优势水驱方向油井含水下降、高渗带侧向液量上升；但堵水有效期较短（不足70 d），后期逐步效果变差，对应井组部分含水继续上升、甚至再度水淹。对应两个井组10口井，7口动态反应明显，其中3口出现增油。

图8 MX区L1区块油井措施挖潜实施情况

2.3.3 精细油井措施挖潜-高渗带侧向引效孔隙见水区高渗带方向油井见效情况好，但侧向油井见效水平差。除了开展油水井封堵高渗带调驱以外，2015年主要对高渗带侧向进行措施引效，提高水驱油藏动用水平。2015年共计实施该类措施5井次，其中2口效果较好。

2.3.4 精细油井措施挖潜-低产低效井治理分类分析低产低效原因，优选部分条件好的油井实施专项治理，全年累计治理21口，目前有效14口。

分低液低产和见水低产治理效果来看，低液低产措施效果好。分措施机理来看，综合解堵效果最好；分措施方式来看，酸化效果最明显，油井堵水增油效果差，但堵水后平均液量下降6 m3，缓解了井组的平面矛盾。

2.3.5 低产低效治理效果：压裂/酸化解堵对部分储层物性（Kh）较好、有高产史、目前低产的堵塞油井优先实施综合解堵工作。2015年L1区块共计实施解堵6口，目前有效5口。

2.3.6 低产低效治理效果：油层复查补孔对原层无潜力，通过油层复查，对储层解释有油层或油水层的井，实施补孔改层。2015年该类井实施5井次，目前有效5口。

以地215-45井为例，地215-45为L1长8油藏骨架井，因储层物性差，自然开采长期低液低产，分析认为长811层已无生产潜力，通过复查油层潜力，认为该井长7层具有出油潜力，补孔改层后初期日增油4.4 t，目前日增油1.2 t，累计增油351 t，效果较好。

2.3.7 低产低效治理效果：油层重复压裂对初期改造规模小，储层物性与产能不匹配、油水井对应性好、压力保持水平高的井实施重复改造。2015年L1区块西南部共计实施2口，目前有效1口，效果较差（见表5）。

2.3.8 低产低效治理效果：见水井堵水2015年L1区块西南部共计实施7口。增油效果较差，但油井堵水后，单井平均液量由堵水前期的11.3 m3下降到5.1 m3，下降6 m3，裂缝、高渗带注水平面突进问题得以缓解，井组矛盾得到改善。

2.4 长关井油层潜力复查－补孔改层复产

为进一步提高油井利用率，开展长关、长停井潜力复查，2015年共计实施补孔改层复产措施4井次，全部有效，效果较好。

表5 MX区L1区块-地221-58区近年措施情况

3 结论与认识

（1）通过开展水驱动态特征研究，确定影响L1长8水驱开发效果的主控因素有储层物性及非均质程度、砂体的连通性、井网完善程度及裂缝因素。

（2）细分流动单元，制定合理注水政策，精细注采调整，补充地层能量。

（3）分类制定相应的解决方案，不同调整措施对水驱开发效果的改善程度，都有较好的实施效果；但在部分高地层系数低产井重复压裂治理上效果欠佳，需做进一步研究。

［1］刘月饼.油藏水驱开发效果评价［J］.中国石油和化工标准与质量，2013，（8）：145.

［2］夏位荣，张占峰，等.油气田开发地质学［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］朱圣举，刘萍，柳良仁，等.低渗透油藏正方形反九点井网见效见水关系研究［J］.特种油气藏，2013,20（3）：79-81.

［4］冯彬.低渗透油藏裂缝分布识别方法研究［D］.北京：中国地质大学（北京），2012.

［5］刘宝和.中国石油勘探开发百科全书［M］.北京：石油工业出版社，2009.

TE357.6

A

1673-5285（2016）12-0034-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.009

2016－09-10

刘广峰，男（1979-），工程师，2003年毕业于中国石油大学（华东），现任第五采油厂马家山西作业区副经理。