富县油田M 区块长8 低渗透油藏减氧空气驱效果评价

皮富强，董满仓，安继刚，樊欣欣

（延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西 富县 727500）

M 区块长8 油藏类型属于低孔低渗油藏，2013 年开始进行注水开发，采用菱形反九点注采井网，注水开发过程中，该区注水开发过程中，区块含水上升率幅度不大，基本维持在25%左右，水驱作用不明显，区块产量递减较快，水驱效果较差[1]。为提高区块产量，2018 年11 月优选试验井组实施减氧空气驱。针对低孔低渗油藏，通过注入减氧空气补充地层能量，提高油井产能。

1 试验区生产现状

该试验区共有注水井3 口，采油井15 口，其中14 口油井投入开发，初期日产油达到峰值8t/d，单井最高日产油仅为0.6t/d，后期则呈现不断下降趋势，目前区域日产油仅为4.1t/d，平均单井日产油0.3t/d，开发3 年的时间油量、液量基本下降一半，3 口注入井注入压力13MPa，日注水8m3油藏能量在不断下降，区块含水率上升幅度不大，基本维持在25%左右，说明油藏开发现阶段并未见到明显的水驱作用。从试验区注采变化情况看，产液量对注水量的变化并不敏感，井区产液量基本处于持续的下降趋势，注水量的波动对产液量影响并不大（图1），说明了注采井间并未建立有效的驱替关系，目前的注入方式对油藏能量的补充并不明显，所以可以考虑通过注气，建立起注采井间的驱替关系[2]。

2 减氧气驱实验

图1 试验区注水与产液量变化曲线

图2 长8 油藏减氧空气驱试验区

2018 年M 区块长8 油藏设计了富西6 三个减氧空气驱试验井组。富西6 撬装站共有5 口注水井，注水井号分别为富西6 丛5、富西6 丛7、富西6 丛10、姜17 丛1、姜17 丛2（图2）。考虑到注水井网完善程度及注水井距离情况，优选富西6 丛5、富西6 丛7、富西6 丛10 三个井组作为减氧空气驱试验井组。富西6 井组3 口注入井自2018 年12 月20 日开始注气至2019 年4 月21 日停注气，历时4 个月，累注气92.5×104m3，平均日注气8441m3。注气压力由5～7MPa 上升至20.5 ～23.5MPa，套 压 由0 ～7MPa 上 升 至13.5 ～17MPa。

单井注入动态,富西6 从5 井累注气10.1252×104m3，按照PV/T 关系换算，根据地面条件下总注入体积，且不考虑气体采出，折算地下总体积为1507.6m3(表1）。前期日注气量3500m3/d，但是由于套压较高，进行了间歇注气，目前日注气2028m3/d，停注期间油压24MPa，套压18.5MPa，套压不断上升最高20.5MPa。见图3。

富西6 从7 井累注气43.7391×104m3，折算地下总体积为6512.8m3。目前日注气4046m3/d，停注期间油压23MPa，套压11.5MPa，注气量较为平稳，油压比较稳定，套压不断上升，最高11.5MPa。见图4。

富西6 从10 井累注气38.6874×104m3，折算地下总体积为5760.6m3，目前日注气3538m3/d，停注期间油压23.5MPa，套压16.5MPa，注气量较为平稳，油压比较稳定，套压不断上升，最高17.5MPa。见图5。

表1 减氧空气驱注入参数设计

图3 富西6 丛5 井组注气量曲线

图4 富西6 丛7 井组注气量曲线

图5 富西6 丛10 井组注气量曲线

3 减氧气驱效果评价

3.1 井组产量上升幅度较大，增油效果明显

试验证明注气开发能够替代注水井组月产油由驱前（2018 年11 月）的75t 上升至峰值产量的120.3t，增幅45.3t，目前月产油95.7t。平均日产油由驱前（2018 年11 月）的2.5t 上升至峰值的3.9t，增幅1.4t（增产50%）。目前日产油基本稳定在3t 左右，含水一直处于较低水平3%左右（表2）。截止目前试验区累计增油114t。另外试验井组存在2 口长关井，对于注入气均匀推进，整体受效有较大影响。在关停井无增油效果的同时影响该方向其他井受效状况，若2 口井为长开井，试验井组将取得更好增油效果。按经验停注气后恢复注水，仍能保持增油效果一年以上，同时对2 口停产井开井，日产油0.5t 以上，预测阶段末累增油440t。

表2 富西6 井组产量变化情况表

3.2 转驱后一线油井产状不同

通过对井组一线油井动态跟踪分析，认为整个试验区油井可以划分为四大类。其中见效井6口，产量平稳井2 口，产量下降井2 口，关停井2 口（图6）。除开2 口长关井，其他三类井具有以下特点。

图6 富西6 井组产状分类图

①见效井具有见效时间较快，产量上升幅度较大且产量稳定的特点。分析认为气体向该类井方向推进速度较为适合，在未突破的情况下，能够驱动剩余油向油井推进。如富西6 从9 井日产油由0.1t 上升至峰值的0.7t，目前产量稳定在0.6t 左右，同时含水逐步降低，目前含水0.9%，见到较好气驱增油效果（图7）。

图7 富西6 从9 井采油曲线图

②平稳井具有见效特征不明显，产量与驱前产量相当的特点。分析认为该类井气体推进速度较慢，基本未见到气驱效果。如富西6 从3 井日产油基本稳定在0.23t 左右，驱前日产油0.26t，目前日产油0.21t（图8）。

图8 富西6 从3 井采油曲线图

③下降井具有初期产量上升快，后期气体突破后表现出产量快速下降的特点。该类井多为原注水开发是含水较高井，与注入井连通相对较好，见效快且注气后易造成气体突破，从而降低油井产量。如姜18 井初期日产油由0.21t 上升至0.28t，但后期气体突破后产量下降至0.1t，该井功图显示出现气影响（图9、图10）。

图9 姜18 井采油曲线图

图10 姜18 井气影响功图

3.3 注气后未发生气窜，波及体积不断扩大，地层能量有效补充

试验区属低孔低渗油藏，注水开发过程中由

于油藏物性差，注采井间基本无连通等原因水驱效果较差，地层能量不能得到有效补充，造成区块产量递减较快。减氧空气驱注入气体后可以一定程度上改善微观孔隙渗流作用，形成注采连通，达到补充地层能量的目的，促进油井产量上升[3]。从现场反应来看，实施过程中注入井关井压力稳定，油井无明显气窜井，能够做到“无窜无漏”，注入气无外溢、无损失，同时注入气可以到达注水无法进入的微观孔道，提高驱油效率[4]。

4 结论

1）试验区块属于低孔低渗油藏，由于物性差，井间连通状况差等原因导致水驱效果差，从前期区块动态变化可以断定，该区块实施单一注水开发不适于该油藏开发。针对该类型油藏，减氧空气驱相比较水驱开发具有较好的优越性，可以作为该油藏主要开发方式。

2）试验井组通过实施减氧空气驱后，注入气能够进入注水无法波及的微细裂缝及微观孔道，增强了剩余油的驱替效率，再次注水可以扩大水驱波及范围，提高水驱效果。

3）减氧空气驱具有周期性增油的特点。随着注入井的停注，地层压力逐步释放，井组产量呈现先上升后下降的抛物线型趋势，一般周期增油时间为6～12 月。