耿83区长4+5、长6油藏水驱特征及稳产技术研究

张智勇，刘学文，马金力，许黎明

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

耿83区长4+5、长6油藏水驱特征及稳产技术研究

张智勇，刘学文，马金力，许黎明

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

耿83长4+5、长6油藏属于超低渗透油藏，储层物性相对较差，平均渗透率低（仅为0.39 mD）。本文对长4+5、长6油藏的水驱开发特征进行了系统的分析和总结，同时在开发实践的基础上，对精细注采调控技术、水驱挖潜技术、井网优化技术进行了研究，在提高长4+5、长6油藏开发水平的同时，为油藏的长期持续稳产提供了技术支撑。

耿83区；水驱特征；稳产技术；超低渗透

姬塬油田耿83区构造位于陕北斜坡中段西部；主力含油层系长4+52、长61层，砂体走向近于北东～南西向，呈条带状展布。

受沉积微相和砂体厚度的控制，渗透率高值分布在分流河道交汇处，在油藏东部连片分布，油藏西部呈土豆状分布，渗透率低值分布在分流河道侧翼及分流间湾，在油藏西南部和边部分布[1]。

1 水驱开发特征分析

1.1 水驱剖面特征

剖面注水特征一：层内剖面上注水向高渗段突进，耿83区长4+5层平均渗透率突进系数为2.05，渗透率级差7.27，长6层平均渗透率突进系数为1.53，渗透率级差4.36，储层非均质性强，且长4+5层非均质性较长6层强（见表1）。

表1 耿83区层内非均质性统计表

剖面注水特征二：层间矛盾突出，吸水差异大。目前油藏水驱动用程度为82.6%/78.3%，整体水平较高，但合采区层内、层间矛盾突出，层间吸水量与配注量匹配程度低，油藏西部长4+5、长6层吸水比例54.2%/45.8%，东部长4+5、长6层吸水比例44.2%/55.8%；间隔60 d后检配合格率长4+5、长6层为38.1%/40.2%，间隔90 d后检配合格率长4+5、长6层仅6.3%/12.5%。

1.2 水驱平面特征

平面注水特征一：平面物性差异明显，耿83区油藏东部渗透率高值连片分布，西部渗透率高值呈土豆状分布，且储层在平面上连通性差，平面非均质性较强。

平面注水特征二：微裂缝发育，通过刘70-8井组导流能力玫瑰图可看出（见图1），近 NE108°、NE36°的微裂缝开启的渗流方向见剂时间最短、速度最快，且出现两个渗流峰值，但井组内仍有3口井未见剂，裂缝对水驱影响较大。

1.3 压力特征

压力特征一：整体压力保持水平较低，2016年地层压力为14.8 MPa，压力保持水平85.2%。

压力特征二：平面分布不均，表现为：（1）分流动单元地层压力差异大，油藏东部、南部压力保持水平均大于 90%，油藏西部、北部压力较低（10 MPa～13 MPa）；（2）井网主侧向油井压力差异大，主侧向压差达4.4 MPa，且东部油藏由于物性较好，井网主侧向油井渗透率差异明显，主侧向压差较大，压差可达16.5 MPa，而西部油藏整体物性较差，井网主侧向油井压差最低仅1.2 MPa（见图2）。

压力特征三：主向井压力整体与注水压力呈正相关关系，侧向井持续下降，受效程度低（见图3）。

图1 刘70-8井组导流能力玫瑰图（箭头宽窄表征导流能力高低）

图2 耿83区长4+5、长6油藏主、侧向油井注采压差柱状图（2016年）

图3 耿83区长4+5、长6油藏历年油、水井压力图

1.4 含水特征

含水特征一：整体含水可控，综合含水与采出程度曲线偏向理论曲线右侧，油藏综合含水稳定（目前29.3%），整体控水稳油形势好转（见图4）。

含水特征二：局部裂缝性见水，油藏西部、南部水淹贯通，发育NE36°、NE108°裂缝，东部主要以点状见水为主，发育NE108°方向裂缝；受裂缝发育和注水单向突进等影响，水淹井148口，其中裂缝-孔隙型见水62口，平均见水周期为326 d，裂缝型见水40口，平均见水周期为231 d。

1.5 递减特征

递减特征一：初期递减大（平均月度递减2.8%），通过对比耿83区长4+5、长6油藏注采曲线，初期注水长时间不见效，有效驱替系统建立时间长，单井初期下降快（见图5）。

递减特征二：随着注水油藏的开发，从2013-2016年自然递减由14.0%下降到8.3%下降到7.5%上升到8.1%，2016年自然递减呈上升趋势，水驱效果变差。

1.6 结垢影响、水驱效果变差

通过对比2015-2016年耿83区地层参数测试数据，受地层水与注入水等不配伍影响，注水井、采油井两端均表现为外推压力上升，综合表皮系数变差，有效渗透率呈下降趋势，注水压力升高且渗流方向发生改变、油井不见效等近井堵塞渗流通道的特征，整体水驱效果变差（见图6）。

图4 耿83区综合含水和采出程度关系

图5 耿83区长4+5、长6油藏注采对应曲线图

图6 耿83区2015-2016年地层参数测试对比图（左图：采油井，右图：注水井）

1.7 井网适应性差

对比刘65-2微地震监测结果显示裂缝走向NE71°，接近井网主应力方向NE72°，井网方向合适。

根据水驱前沿监测统计结果显示，注水波及长度小于480 m的优势方向占总优势方向的96%（总优势方向29个），小于200 m的优势方向占17%，井排距为480 m×130 m菱形反九点注采井网井距偏大。

2 稳产技术政策研究

2.1 精细注采调整，提高水驱效率

2.1.1 油藏差异化管理 划分依据：以油藏单元为对象，根据不同的储层特征、渗流特征、水驱特征、开发矛盾，将油藏地质、油藏工程有机结合起来，深入研究、综合分析，寻找和制定差异化的开发对策，从而实现油藏的高效开发。

划分情况：由2014年的8个注水单元增加到目前的11个（见表2）。

表2 耿83区分油藏划分注水开发单元统计表

2.1.2 不稳定注水技术 机理研究：通过改变注水量对油层施加脉冲作用，充分利用注水井的反复渗吸作用，提高注入水在低渗透油层中的波及程度，减缓注水单向突进，改善剖面渗吸状况，提高水驱效率。

技术政策：开展不稳定注水24井次（注16 h/8 h、注 18 h/4 h）。

实施效果：水井：2口可对比井吸水厚度由6.0 m上升到6.7 m。油井：44口油井递减明显减缓，含水上升趋势得到遏制。

2.1.3 层系调整技术 机理研究：针对层间非均质性造成水驱状况差异较大，储层纵向剩余油富集，开展层系调整技术研究，提高水驱油效率。

技术政策：耿83西部合采单元试验6个井组单注长6层。

实施效果：井组含水由38.0%下降到30.2%，日产油由9.63 t上升到11.16 t，2口可对比井测试地层压力由9.4 MPa上升到14.5 MPa。

2.1.4 均衡平面采油技术 通过计算对比：（1）耿83区长4+5层流压在5.0 MPa～6.8 MPa，长6层流压应在5.5 MPa～6.4 MPa，比采油指数最大；（2）流压值在6 MPa～7 MPa区间油井递减最小。

综上所述：确定长4+5层合理流压为6.0 MPa～6.8 MPa，长6层合理流压为6.0 MPa～6.4 MPa（见图7）。

图7 耿83区长4+5长6油藏比采油指数与流动压力关系图

2.2 深化水驱挖潜，改善注入剖面

2.2.1 化堵调剖技术 机理研究：通过化学剂的物理、化学堵塞作用，限制或降低出水层段的产水能力，同时限制或降低高渗层段的吸水能力，改善注水井吸水剖面，进而改变水驱方向，提高水驱波及体积，提高水驱效率。

技术政策：堵剂体系：预聚体凝胶+水驱流向改变剂体系。堵水期间主向水淹井正常开井。

实施效果：对应油井14口，见效4口，累积增油76 t。

2.2.2 重孔酸化技术 机理研究：由于注水井近井地带结垢堵塞，导致吸水厚度减小、剖面吸水差异化，实施重孔+酸化工艺，重新射开堵塞层段，有效改善近井渗流，提高水驱效率。

技术政策：重孔+酸化4井次。

实施效果：措施后平均注水压力由21.1 MPa下降到19.7 MPa上升到21.9 MPa，平均措施有效期172 d，长期欠注、多次治理的井实施效果差，欠注时间短的井实施效果好。

2.3 优化井网调整，建立有效驱替

耿83长4+5、长6油藏原始地层压力：16.6 MPa/17.94 MPa，油层中深2 340 m，平均动液面1 733 m，注水压力18.4 MPa，注水井井底压力35.9 MPa，采油井井底压力14.8 MPa，平均渗透率0.39 mD。

低渗透油藏的启动压力梯度与地层平均渗透率的关系满足函数：

均质无限大地层中有不等产量的A、B两口井，两井主流线上任意一点M处的驱动压力梯度表达式为：

当启动压力梯度等于驱动压力时，极限注采井距：

计算结果：耿83长4+5、长6油藏合理井距为429 m，排距132 m。

3 结论及认识

（1）耿83区水驱开发特征表现为：剖面、平面水驱不均，层内、层间吸水差异大，局部注水沿高渗带突进，部分井网主向井水驱波及不到，整体水驱效果较差。

（2）耿83区长4+5、长6油藏裂缝发育方向以NE42°、NE108°为主，油藏西部、南部水淹贯通，东部点状见水，裂缝-孔隙型平均见水周期为326 d，裂缝型平均见水周期为231 d。

（3）不稳定注水能够有效改善耿83油藏南部裂缝发育区剖面吸水状况，提高水驱动用程度，在一定程度上缓解油井控水稳油的矛盾。

（4）单注主力层能有效消除层间吸水差异，精细控制单层注水量，提高主力层水驱效率。

（5）根据油井合理流压研究，耿83区长4+5层合理流压范围在6.0 MPa～6.8 MPa，长6层合理流压范围在 6.0 MPa～6.4 MPa。

（6）化堵调剖能有效调整水驱优势方向，降低注采连通油井含水，促进侧向油井见效。

（7）耿83长4+5、长6油藏合理井距为429 m，排距为132 m，井距偏大是造成目前井网主向压力低、见效比例低，递减大的主要原因。

［1］毛建文，王文刚，等.耿271长8油藏水驱开发特征分析及稳产技术研究［J］.石油化工应用，2012，31（6）：20-23.

吐哈油田精控三大非常规油气藏

钻头犹如长了眼睛的穿山甲，在1 102米水平段、2米厚的油层中潜行，顺利找到油气。目前，这种精控井眼轨迹技术已成为吐哈油田常用的提速技术。

吐哈油田有致密油、火山岩、超深稠油三大非常规油气藏，属世界级开发难题。今年年初以来，吐哈油田在三塘湖盆地深层哈尔加乌火山岩、芦草沟组致密油、吐哈盆地鲁克沁深层稠油等重点勘探领域进行深探井钻井提速攻关，试验5井次。其中，条33井试验新型PDC钻头，同井段钻速比邻井提高138.5%；连西2井应用防卡设计PDC钻头和强抑制钻井液体系，钻速比邻井提高172.5%。

吐哈油田在玉北6块开展钻井提速示范井工程，优化井身结构和井眼轨迹，主攻7口井。其中，5口定向井与2016年相比钻速提高1/5，两口水平井与2016年相比钻速提高一倍。同时，在弱凝胶钻井液体系的基础上，技术人员应用自主研发并生产的新型润滑剂，有效提高了钻井液的润滑性能，确保定向和水平段的安全快速钻进。湖平17-20井应用自主研发并生产的WR-1新型钻井液润滑剂，钻井周期缩短1/3。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-11）

TE357.46

A

1673-5285（2017）08-0030-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.007

2017－06-27

张智勇，男（1991－），2014年毕业于西南石油大学，工学学士，现就职于长庆油田第九采油厂罗庞塬采油作业区生产技术室。