超低渗透油藏稳产技术研究及实践

王文刚，贺彤彤，张昭君，胡方芳，路存存，杨伟华

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

超低渗透油藏稳产技术研究及实践

王文刚，贺彤彤，张昭君，胡方芳，路存存，杨伟华

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

本文针对三叠系油藏随着开发时间的推进，水驱不均特征明显，含水上升速度加快，持续稳产难度加大。通过对三叠系油藏的沉积、储层、渗流等地质特征的分析，以及油藏开发特征和影响稳产的主要因素分析，开展了“精细油藏描述、精细注采调控、低产井治理、提高采收率技术”等一系列稳产技术的研究与实践，取得了较好的效果，为油藏的持续稳产奠定了基础。

超低渗透油藏；稳产技术；精细油藏描述；注采调控；提高采收率

1 油藏特征

1.1 储层颗粒细小，胶结物含量高，孔喉细微

以三角洲前缘、浅湖沉积为主，水下分流河道沉积微相，水动力弱，砂岩颗粒细，以细砂岩为主，细砂组分平均比特低渗透储层高13%左右，粒度中值只有特低渗透储层的84%左右。

1.2 胶结物含量高

超低渗透储层胶结物含量比特低渗透储层高出2%，以酸敏矿物为主，宜于注水开发。

1.3 面孔率低，孔喉细微

超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力是特低渗透储层的3倍。恒速压汞研究成果显示，超低渗透储层与特低渗透储层相比，孔隙差别不大，但喉道半径分布差异较大，超低渗透储层以微细喉道为主，喉道半径小于1.0 μm。

2 开发中存在的问题

2.1 油藏局部天然裂缝发育，初期见水快

超低渗透储层天然微裂缝发育，一方面改善了储层的吸水性能，有利于注水开发，另一方面也导致注入水容易沿裂缝水窜，加剧平面及注采剖面的矛盾，增加了注水开发的难度，本厂超低渗主力油藏初期投产即裂缝见水177口，占总井数的7.9%。

2.2 动裂缝开启，影响油藏后期注水开发效果

水井不压裂，超低渗透孔喉细小，岩心渗透率小于1.0 mD，基质渗流速度慢，在目前井网形式、注水模式及储层物性下，为了满足注水量，必然要不断提高注水压力，随着注水时间延长，注入压力上升，易导致裂缝开启。同时，随着裂缝的开启、延伸和沟通，注入水沿裂缝窜进，降低油层纵向上的动用程度及平面上的水驱波及系数，严重影响油藏后期开发效果。

2.3 压力平面分布不均，油藏局部连片低压低产

通过开发初期的超前注水、早期的强化注水以及后期的精细注采调整，油藏整体有效的压力驱替系统逐步建立，受平面非均质性及储层物性差影响，地层压力平面分布不均，W4南部、G8西部、G2罗52单元等油藏部位注水见效程度较低，这部分单元占总储量的34.4%，产量比例仅为13.3%，油井连片低压低产。

2.4 局部井网控制储量失控，剩余油富集

超低渗透油藏，平面上裂缝发育方向油层水洗严重，剩余油非富集在裂缝侧向，形成死油区。剖面上受窄细优势渗流带影响，油井见水后，剩余储量难以动用。

3 稳产技术研究及实践

3.1 精细油藏描述技术

精细油藏描述技术是油田降低递减、稳定高效开发的基础核心技术。通过精细油藏描述和数值模拟跟踪，科学指导油田开发调整，是实现油田高效开发的基础[1-4]。

3.1.1 精细注采单元划分技术 根据储层参数、渗流参数、水井驱动模式等对储层进行综合评价与划分，提高对油田开发指导性和针对性。目前将注采开发单元总数由39个增加到52个，进一步增强了油藏动态管理的科学性及调整的适应性。

3.1.2 细化分层开发调整技术 通过纵向上细分小层，横向上细分开发单元，建立分层分区域开发数据，储量复算，细化分小层、分区域开发技术政策。实例：针对G8西部合采区层间矛盾突出，2013-2016年在L52-10等6个井组开展简化层系试验，治理后整体产能稳定，井组平均单井日产油由0.65 t上升到0.69 t，主力层长6地层能量逐步恢复，L53-10定点测压井地层压力由9.7MPa上升到18.3MPa。

3.1.3 系统精细油藏描述技术 通过系统化精细油藏描述，利用研究成果宏观把握油藏开发、优化开发技术政策、量化剩余油分布，目前已形成属性模型14个，优化不同开发单元开发技术政策60套。

3.1.4 数值模拟跟踪预测技术 利用数值模拟跟踪技术进行常态化跟踪，对含水、压力等拟合预测，利用其结果不断优化开发技术政策，持续开展数值模拟跟踪预测。

3.2 精细注采调控技术

依托精细油藏描述和数值模拟，以水动力受效单元为核心，以精细油藏注水为中心，通过平面上提高水驱波及、剖面上提高水驱动用，降低油田自然递减。其中，提高平面水驱波及技术主要包括注水优化技术、均衡平面采液技术、井网完善技术，提高剖面水驱动用技术主要包括剖面调整技术、分层注水技术、堵水调剖技术。

3.2.1 注水优化技术 针对有效驱替系统建立缓慢、能量保持水平低、见效程度低，通过执行“建立驱替系统→保持温和注水→精细注采平衡”的注水模式，并严格遵循注水开发是动态变化的规律，要随时根据动态监测资料和油水井生产动态，实施以强化注水、温和注水、不稳定注水为主的精细注水调整。2014-2016年，累计实施各类注水调整711井次，对应油井2473口，见效720口，单井增油0.19 t，当年降低油藏自然递减0.7%～0.9%，累计增油23744 t（见图1）。

图1 W4区不稳定注水区域油井生产曲线

3.2.2 均衡平面采液技术 受平面非均质性影响，注水单向突进，造成平面产出不均衡，高产井存在见水威胁问题，按照“主向控液、侧向提液”，在同一井组内对高产井进行控液，对低产井采取加深泵挂、调参等方式提液，均匀水驱方向。实例：在G2高产区3个高渗井组，实施提液5口，控液4口，主向井月含水上升速度由1.20%下降到0.17%，侧向油井递减减缓、液面稳定，3个月后注水开始见效。

3.2.3 井网完善技术 针对部分油藏或局部注采井网不完善，水驱储量控制能力下降，对有采无注的井组实施油井转注，完善注采井网。2013-2016年共计转注21口，对应油井120口，见效49口，累计增油1834 t（见表1）。

3.2.4 剖面调整技术 针对剖面上射孔程度低、剖面吸水状况差、吸水比例低，采取补孔调剖、暂堵酸化调剖、酸化调剖治理，改善水井吸水剖面，提高水驱动用程度，2016年共治理措施12口；3口可对比井吸水厚度由8.6 m上升到12.5 m，见效油井13口，日增油2.7 t，累计增油 819 t，累计降水 1245 m3。

3.2.5 分层注水技术 针对多层开发油藏受非均质性影响，造成剖面吸水不均。根据隔夹层情况实施分注，形成了精细分层注水标准。例如，58口可对比井，分注后有45口井吸水厚度由14.1 m上升到17.0 m，水驱动用程度由61.0%上升到73.9%（见图2）。

同时，围绕提高分注效果，加强调配周期优化、工艺优化、井筒治理、效果评价四项工作，例如，对G8区通过开展调配周期研究，通过对10口实验井长4+5、长6层分层注水量保持误差范围内（10.0%）的平均时间间隔分别为44.4 d和63.7 d，平均合理调配周期为54.1 d，2014-2016年按照调配周期及时对小层配注量进行调整，长4+5层压力由12.37MPa上升到14.4MPa、长6层压力由11.6MPa上升到13.8MPa，注采压差由1.1MPa下降到0.6MPa，实现了在不增加层间压差的前提下，逐步恢复各小层地层压力的开发效果。

表1 三叠系油藏历年转注效果统计表

图2 G8合采区长4+5（左）、长6层（右）调配时间间隔与误差散点图

3.2.6 堵水调剖技术 在油藏注水开发中，由于裂缝和局部高渗带的存在，造成注水井对应油井过早水淹，裂缝侧向剩余油富集，侧向油井注水难以见效。注水井深部调剖是向地层注入一定量的调剖剂，由于渗流原理，调剖剂首先进入高渗裂缝，经过一定的化学过程，能在地层中形成具有一定强度，能经受时间和水流冲刷的凝胶物质，遏制注入水沿裂缝的指进，使注入水向渗透能力低的区域推进，扩大波及体积，提高水驱效率。例如：在G2、W4实施区域整体调剖，实施后G2区调剖区域标定自然递减由6.0%下降到4.7%，W4区调剖区域标定自然递减由6.6%下降到4.8%，两个调剖区域从含水变化与采出程度关系曲线，可以看出均向高采出程度方向发展，有效改善了区块开发效果。

2014-2016年，全厂超低渗透油藏共实施186井次，对应油井896口，见效554口，单井增油0.14 t，当年降低油藏自然递减0.6%～0.8%，累计增油19170 t，累计降水33765 m3，有效改善了油藏水驱状况（见图3）。

3.3 低产井措施增产技术

结合三叠系油藏储层特征，针对油藏开发的不同阶段，通过开展潜力井培养、改造技术优化、治理效果保护，逐步形成了以低产低效井治理、长停井复产为主的措施增产技术，油层动用能力不断增强。

3.3.1 堵塞井治理 针对液量突降井，结合油井生产动态变化特征、功图变化特征，以及油水两相渗透率变化特征，判定为何种堵塞机理，有针对性的开展措施治理。2016年实施各类堵塞井治理68井次，有效61口，单井日增油0.98 t，整体实施效果较好。

图3 G2和W4调剖区域含水变化与采出程度关系曲线

3.3.2 低产井治理技术 通过精细小层对比研究，加深主力油层识别、注采连通情况分析，剖析低产原因，如油层产能未充分发挥；局部单砂体注采对应差；注水量较低，能量补充滞后，地层动态缝闭合等低产原因（见表2）。

表2 超低渗透油藏堵塞机理研究及解堵工艺表

然后根据不同低产原因采取相应的治理措施，针对油层产能未充分发挥，可通过重复压裂等工艺，增大储层改造规模，对“厚油层”储层，可通过提高射孔程度，增大油层泄油体积，如针对G5-97井射孔程度低，通过补孔压裂措施后，单井产量由0.18t/d上升到3.11t/d，充分发挥了油层的潜力；针对局部单砂体注采对应差，通过完善单砂体注采对应性，对有注无采小层，实施补孔生产，针对G5-101井长63下段，对应水井G5-101实施补孔压裂措施后，单井产量由0.53t/d上升到3.02t/d；针对地层压力下降，动态缝闭合，可通过实施暂堵压裂、暂堵酸化为主的低产井改造技术，改善储层的渗流情况，提高单井产能，2016年共计实施74口，累计增油10199 t。

3.3.3 长停井治理技术 针对不同停井原因，采用查层补孔、井筒治理等技术，攻关试验双向堵水、堵水压裂技术，措施有效率和单井增油水平保持稳定，水淹井治理效果逐年提升，2014-2016年共复产长停井155口，提高油井利用率4.5%。

3.4 提高采收率技术

针对油藏采取注水等常规开发方式，受到储层非均质性影响，部分区域注水开发井网适应性较差，造成剩余油富集，维持，通过开展加密调整、聚合物微球驱、空气泡沫驱技术试验的研究应用，加强剩余油分布规律研究及挖潜，为低渗透油藏提高采收率储备技术。

3.4.1 加密调整技术 针对油藏部分区域，微裂缝发育，注水开发井网适应性较差，主向油井水淹，侧向油井低产低效，造成裂缝侧向剩余油不发育，储量失控，通过在剩余油富集部位实施加密井，挖掘剩余油，以此来提高油藏采收率。实例：针对G2区等单元受裂缝影响，裂缝侧向剩余油富集，储量失控，2014-2016年累计投产加密井69口，地层压力由加密前14.3MPa上升到15.8MPa，压力保持水平84.5%，主侧向压差由8.4MPa下降到3.4MPa，平面压力分布趋于均匀，有效驱替系统逐步建立，加密区采油速度由0.63%上升到0.95%，采收率预计提高3.0%。

3.4.2 空气泡沫驱技术 由于常规注水开发，部分区域注入水难以波及到，可采取空气泡沫驱技术解决该问题，该技术是将空气注入油藏后，氧气与原油发生低温氧化反应，产生CO、CO2、水及含氧的烃类化合物，在油层内生成的这些物质与起泡剂相互作用形成泡沫，泡沫挤压、占据和乳化作用而达到驱油作用。实例：针对耿271加密区有效驱替系统建立缓慢，对J4-39开展空气泡沫驱先导试验，目前主向井江43-39见效，含水由72.3%下降到49.0%，侧向井J4-393、J4-394井功图充满程度增加，井组8口井动液面平均上升34 m，月递减由0.55%下降到0.14%。

3.4.3 聚合物微球驱油技术 超低渗透油藏随着注水开发的推进，深部水驱状况变差，剩余油分布状况复杂，造成油井含水上升速度加快。聚合物微球驱油技术即纳微米级粒径可进入油层深部，发生膨胀相互胶结，达到深部封堵高渗带启动低渗层的作用。实例：在G2中部和W4北部14个高产井组，结合油藏不同物性特征，合理微球参数配置，实施微球调驱试验，平均注水压力上升1.2MPa，16口见水井平均含水由57.5%下降到51.2%，井均日增油0.42 t，含水上升率较2015年大幅下降，含水与采出程度关系曲线明显向右偏，水驱效果变好。

4 结论及认识

（1）精细油藏描述技术是油田降低递减、稳定高效开发的基础核心技术。通过精细油藏描述和数值模拟跟踪，科学指导油田开发调整，是实现油田稳产开发的基础。

（2）通过平面上提高水驱波及、剖面上提高水驱动用，可逐步提升油藏能量，有效降低油藏自然递减，为实现油田稳产开发提供保障。

（3）结合三叠系油藏储层特征，针对油藏开发的不同阶段，通过开展潜力井培养、改造技术优化、治理效果保护，逐步形成了以低产低效井治理、长停井复产为主的措施增产技术，油层动用能力不断增强。

（4）通过对加密调整、聚合物微球驱、空气泡沫驱技术试验的研究应用，加强了剩余油分布规律研究及挖潜，可有效的提高油藏的最终采收率。

［1]胡永乐，宋新民.低渗透油气田开发技术［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［2]李道品．低渗透砂岩油田开发［M］．北京：石油工业出版社，1997：154-158.

［3]胡文瑞.鄂尔多斯盆地油气勘探开发理论与技术［M］.北京：石油工程出版社，2000.

［4]王道富，李忠兴.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术［M］.北京：石油工程出版社，2003.

TE357.13

A

1673-5285（2017）09-0057-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.09.015

2017－08-19

王文刚，男，2009年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查工程专业，现为长庆油田第九采油厂地质研究所油田开发工程师，从事油田开发工作8年。