中低渗透油藏稳油控水综合治理对策研究

蒋天昊，宋方新，张亚琴，宋 喆，林 丽

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳 745100）

中低渗透油藏以注水开发为主，随着开发的进行，油井含水上升快，产油量迅速下降，但其年产油量较高、地下剩余可采储量仍较大[1，2]。因此，中低渗透油藏的稳产和水驱采收率的提高，是中低渗透油田开发持续高产稳产的重要研究内容之一[3，4]。为减缓衰竭开采压力下降快，产量快速递减的问题，中低渗透油藏一般采取注水开发，改善油藏开发效果。近年来，关于“稳油控水”的研究主要集中在高渗透油藏，中低渗透油藏关于“稳油控水”的研究较少[5-9]。因此，针对元城油田白246井区目前开发面临的主要矛盾，通过制定合理注采参数、重复压裂、水淹井复产和完善注采井网等提高采收率开发技术对策，实现产量增加及综合含水率基本不变，预测10年原油增产8.7×104t，采收率提高1.9%。

1 油藏概况

白246井区位于姬塬高地南部斜坡带上，为河流相沉积，主要沉积微相为分支河道沉积，平面上与元中区延10油藏相邻。主要开发层系为延10油层组，油层中深1 485 m，有效厚度6.7 m，平均孔隙度15.3%，渗透率83.9 mD，为自然能量开采，三角形井网，动用含油面积6.5 km2，动用地质储量 450.16×104t。

2 砂体展布与储层物性特征

2.1 砂体展布特征

白246井区延安组砂体分布严格受沉积相控制，在平面上的展布与河道走向一致，呈条带状分布，主砂体带厚度在10 m以上。受西北部姬塬高地影响，延1022、延1021期西北部无砂体沉积。

延1012期砂体白246井区为甘陕古河的河谷，全部被充填，在延1011末期全部被填平，砂体分支，厚度较薄。

2.2 储层物性特征

沉积微相和成岩演化影响着储层的孔隙类型和孔隙结构等特征，储层物性则是储层微观结构的直观表现[10]。白246井区有7口取心井，根据291块样品中孔隙度大于12%，渗透率大于5 mD的样品统计，平均孔隙度15.1%，平均渗透率83.9 mD，属中孔、中低渗储层（见表1）。

3 开发现状与矛盾

3.1 开发现状

白246延10油藏从2011年滚动建产，初期采用自然能量开发。2014年，开展油井转注实施注水开发，工区历经“建产阶段（自然能量开发）～注水开发～递减阶段”三个阶段（见图1）。2016年产量递减率为14.81%，2017年产量递减率为24.08%，产量递减呈逐年增加的趋势。

截止2016年8月，白246井区油井99口，水井10口。油井开井69口，日产油138 t，平均单井产能2.21 t/d；综合含水59.3%。

表1 白246井区常规物性分析统计数据表

图1 白246井区延10油藏开发历程图

图2 怀48-52井生产变化曲线

图3 含水上升速度与采液强度关系图

图4 单井产量与采液强度关系图

3.2 面临的主要矛盾

3.2.1 边底水锥进，含水上升，产油量下降 根据饱和度场不同阶段变化规律，受边底水锥进，导致含水上升，从而引起产量下降。如2011年8月，怀48-52井投产，初期日产液3.87 m3，日产油1.67 t，含水55.8%，由于受边底水锥进，导致该井含水缓慢上升，目前日产液2.42 m3，日产油 0.74 t，含水率 69.4%（见图2）。

3.2.2 采液强度过大，导致含水上升 依据采液强度与含水上升速度、单井产量的关系，综合考虑合理采液强度应控制在0.4 m3/m·d，采液强度大于0.4 m3/m·d，油井有见水风险（见图3、图4）。

3.2.3 地层能量不足 白246井区投产初期主要为衰竭式开发，地层能量亏空严重。根据压力保持水平分布特征，中低渗透油藏开发单元在油层压力下降较快时，其开发油井产量下降也较快。

4 稳油控水对策研究

4.1 合理注采比

为保持地层压力和控制油井含水上升速度，需要确定油藏在注水开发过程中的合理注采比。根据侏罗系开发经验，压力保持水平保持在80%～90%时开发效果较好。应用油藏数值模拟的方法，分别设计注采比为0.2/0.4/0.6/0.8/1.0，共计5种方案。当注采比为0.6时，日产油、累计产油较多、含水上升慢（见图5）。

图5 白246井区不同注采比方案10年后效果对比图

图6 白246井区不同采液强度方案10年后效果对比图

4.2 合理采液强度

当油井产液量高时，含水率升高，产液量低时，含水率下降，说明产液强度与含水率存在一个最优值。应用油藏数值模拟方法，设计0.2 m3/m·d、0.3 m3/m·d、0.4 m3/m·d、0.5 m3/m·d、0.6 m3/m·d五种方案，模拟预测生产指标变化曲线，分析认为：最优采液强度为0.4 m3/m·d（见图6）。

4.3 重复压裂

重复压裂是中低渗透油藏开发后期稳油控水的重要措施[11]。由于老裂缝油藏附近的原油已全部被采出，必须通过重复压裂技术，在油藏中打开新的裂缝通道，更大范围的沟通未动用的油层，改善油藏开发效果。针对白246井区初期产量高，目前产量台阶式下降的油井，开展小型压裂措施，提高油井单井产量（见表2）。

表2 白246井区措施优选井计划表

4.4 水淹井复产

针对底水油藏底水锥进导致的水淹，2017年，元中区进行了堵水试验，取得较好效果。具体方案是在油水接触面注入水泥，形成人造夹层，然后重复射孔，小型压裂（见图7）。根据这种思路，可在白246井区油藏中部，油层厚度较大的水淹井中开展试验，优先实施怀44-35井、怀47-46井、怀49-50井和怀50-53井。

图7 抑制底水锥进人造隔板示意图

4.5 完善注采井网和油井转注

在精细地质研究的基础上，研究剩余油分布，确定主要挖潜对象。一是针对油藏边部，井网不完善井，实施油井转注，提高水驱控制程度，计划实施5口井；二是抑制边底水快速推进，及时补充地层能量，计划实施转注4口井。

图8 开发调整方案含水率对比曲线

图9 开发调整方案累产油量对比曲线

4.6 开发效果预测

在开发方案优化、措施调整的基础上，利用油藏数值模拟方法，进行开发指标预测，相比于目前开发方案，到2028年，白246井区预测增产原油8.7×104t，采收率提高1.9%，含水率略有上升（见图8、图9）。可以看出：通过综合调整方案，白246井区达到了稳油控水的目的，油藏开发效果得到明显改善。

5 结论

（1）元城油田白246井区合理开发技术政策的注采比为0.6，最优采液强度为0.4 m3/m·d。

（2）中低渗透油藏合理的稳油控水措施主要有重复压裂、水淹井复产、完善注采井网和高含水油井转注。

（3）中低渗透油田随着开发的进行，面临的矛盾将越来越复杂，需要不断的创新，综合运用多种技术手段，充分挖潜油藏剩余潜力，进一步提高中低渗透油藏的开发效果。