馬登良 趙志明 惠學(xué)智

(1中國石油天然氣集團公司長慶油田公司工程造價管理部 陜西 西安710018)

(2中國石油天然氣集團公司長慶油田公司第七采油廠 陜西 延安717606)

前言

白豹油田長6油藏，油層厚度大，地質(zhì)儲量豐富，但是裂縫較發(fā)育、非均質(zhì)性強，自開發(fā)以來，含水上升快、地層能量保持水平低、地層堵塞等問題逐漸凸顯，至投產(chǎn)以來，由于油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強，注水矛盾突出，導(dǎo)致水驅(qū)效率低，剖面動用程度差異較大，08年以來逐步開展水驅(qū)專項治理，其開發(fā)效果得到明顯改善，遞減控制水平、水驅(qū)動用程度不斷升高。隨著時間的延長及一系列專項穩(wěn)產(chǎn)治理，區(qū)塊的基本開發(fā)特征已初顯規(guī)律，通過對開發(fā)規(guī)律的研究，提出注水調(diào)整、剖面治理、措施引效等低產(chǎn)井治理方法，提高單井產(chǎn)量，減緩區(qū)塊遞減。

一、地質(zhì)概況

白豹地區(qū)長6油藏是三角洲前緣滑塌形成的深湖—半深湖濁流沉積，砂體連續(xù)性差，區(qū)塊不連片，單個油藏富集規(guī)模較小。受多期沉積及成巖作用的影響，儲層飛均質(zhì)性較強，裂縫較為發(fā)育，儲層以微-粉細長石砂巖為主，粒間孔發(fā)育，存在微細喉道。油層橫向展布受沉積相——成巖相帶所控制，呈層狀大面積分布，與砂體展布形態(tài)一致，為巖性油藏。油藏油層埋深2300 m，平均孔隙度11.4%，滲透率0.5mD，屬于典型超低滲油藏。

表1-1白216區(qū)塊原油分析數(shù)據(jù)表

該油藏至投產(chǎn)以來，由于油藏裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強，注水矛盾突出，導(dǎo)致水驅(qū)效率低，剖面動用程度差異較大，08年以來逐步開展水驅(qū)專項治理，其開發(fā)效果得到明顯改善，遞減控制水平、水驅(qū)動用程度不斷升高，具有較好的超低滲油田開發(fā)示范作用。

白豹長6油藏主要主要分布在白209、白216區(qū)塊，控制含油面積40 k m2地質(zhì)儲量1810×104t，2005-2011年累計建產(chǎn)能30.3×104t，至投產(chǎn)以來，累計產(chǎn)能108.8×104t。白豹油田長6油藏2013年12月油井開井?dāng)?shù)248口，日產(chǎn)液水平518方，日產(chǎn)油水平308噸，綜合含水29.6%；采出程度5.44%，采油速度為0.56%；水井開井?dāng)?shù)103口，日注水平1744方，單井日注水平16.9方。

二、開發(fā)規(guī)律研究

1.產(chǎn)量遞減規(guī)律

初期遞減大，投產(chǎn)一年后產(chǎn)量趨于平穩(wěn)，地層啟動壓力梯度大以及導(dǎo)致流體流動能力差，造成油水井之間壓力驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢。如白216區(qū)塊投產(chǎn)初期井在前四個月遞減均在40%以上。

圖2-1白216區(qū)塊2007年分月投產(chǎn)井遞減曲線

2.見效規(guī)律

據(jù)生產(chǎn)資料統(tǒng)計，經(jīng)過7年的注水開發(fā)，白豹油田長6油藏絕大部分油井都已見效，見效程度在80%以上。油井見效周期因區(qū)域地層物性不同而相差各異，其中油藏北部油層厚度大、滲透率較高、物性較好，見效期相對較短，北部見效周期為9-12個月，油藏中部物性次之，見效期也隨之增長，中部見效期為12-15個月，油藏南部物性較差，油層厚度也相對較小，且致密層、隔夾層發(fā)育較多，油井見效慢，南部見效周期在15個月以上，部分油井至今無仍無明顯見效特征。油井見效主要分為三類：見效見水型、產(chǎn)量上升型、產(chǎn)量穩(wěn)定型。油井見效后日產(chǎn)液明顯增加，日產(chǎn)油略有增加，含水上升。

表2-1長6油藏見效特征統(tǒng)計表

3.見水規(guī)律

從目前全區(qū)見水井的分析結(jié)果看，該區(qū)見水主要分三個類型：裂縫性見水，此類見水井主要分布在區(qū)塊北部裂縫發(fā)育區(qū)域，如白209北部；空隙—裂縫型見水，此類見水井主要分布在區(qū)塊中部高滲帶，如白216

表2-2長6油藏見水特征統(tǒng)計表

中部；空隙型見水，多分布于區(qū)塊南部.從見水時間上看主向井見水周期長，白209見水主向井周期為22個月，平均見水速度為0.8 m/d，白216主向井見水周期為18個月，平均見水速度為1.0 m/d；側(cè)向井見水周期較快，白209側(cè)向井見水周期為16個月，平均見水速度為0.7 m/d，白216側(cè)向井見水周期為12個月，平均見水速度為0.9 m/d。

4.壓力變化規(guī)律

由于啟動壓力梯度較大、地層脫氣、油層連續(xù)性差等諸多因素，導(dǎo)致水井壓力傳導(dǎo)速度慢，注采壓差逐漸增大，表現(xiàn)在注水井地層壓力不斷上升，對應(yīng)油井地層壓力下降快、恢復(fù)緩慢。目前兩個區(qū)塊地層壓力保持水平較低，均保持在75%左右。

圖2-2長6油藏歷年壓力變化曲線

壓力驅(qū)替系統(tǒng)尚未建立之前，油井壓力恢復(fù)速度與累計注水量之間的關(guān)系不很明確，高累計注采比，對應(yīng)低地層壓力。

圖2-3 長6油藏地層壓力與含水關(guān)系散點圖

三、存在主要開發(fā)問題

1.裂縫發(fā)育，控水難度大

由于地層物性原因，白豹油田長6油藏裂縫發(fā)育，通過后期人工大規(guī)模改造后形成了復(fù)雜的人工和天然的裂縫系統(tǒng)，對油田開發(fā)影響很大，以白209區(qū)為例，近年來經(jīng)試井解釋、示蹤劑測試、吸水剖面測試、吸水指示曲線、剩余油飽和度、水驅(qū)前緣等多種手段研究發(fā)現(xiàn)，在該區(qū)存在裂縫58條，目前損失產(chǎn)能約80 t/d。

2.平面層間矛盾突出，水驅(qū)狀況日益復(fù)雜

以白209區(qū)塊為例，2010年前，油井見效主要以增油的產(chǎn)量增長型為主，見水井少，3年共計11口；2011年之后，見效井見水井比例增加，措施井出水量增加，每年見水井10口以上。在控制含水上升下調(diào)配注的同時，影響到周圍其他油井能量供給，液量下降。導(dǎo)致控水穩(wěn)油難度加大。2013年為控制含水，12個井組注水量下降，5個井組能量受到影響，遞減大于20%。對20個井組開展注水試驗，結(jié)果表明：高含水井組：注水強度≥2.2 m3/d.m，微裂縫開啟，含水上升快。注水強度≤1.5m3/d.m，地層能量受到影響。低含水井組：注水強度≤1.8 m3/d.m，地層能量受到影響。

吸水不均，導(dǎo)致注入水單向、單層突進，部分區(qū)域含水上升較快，而其他區(qū)域油井見效程度低，2013年共完成吸水剖面測試30層段，其中吸水較均勻19層段，不均勻6層段，不吸水5層段。

四、2014年穩(wěn)產(chǎn)對策

1.精細注水調(diào)控，控制含水上升

根據(jù)壓力分布現(xiàn)狀及含水分布情況進行局部調(diào)整，全區(qū)注水強度保持在0.8-1.0 m3/m.d，針對東部油井見效程度高、含水高的“雙高”開發(fā)形勢，下步實施整體溫和注水政策，注水強度控制在0.7-0.8 m3/m.d；針對中部能量保持水平高、油井含水高、產(chǎn)液量低的開發(fā)形勢，下步實施整體溫和注水政策，注水強度保持在0.7-0.8 m3/m.d；針對西部能量保持水平低、生產(chǎn)平穩(wěn)、含水低的開發(fā)形勢，下步實施加強注水政策，注水強度保持在0.8-1.0 m3/m.d。

2.細化剖面治理，改善水驅(qū)狀況

針對裂縫發(fā)育、油井見水方向明確的井組繼續(xù)完善“區(qū)域堵水”政策，通過堵塞出水裂縫及高滲層段，改變水驅(qū)方向，提高水驅(qū)動用程度，計劃實施7口。

重點治理因井口壓力高注不進、裂縫滲流導(dǎo)致油井高含水的注水井，計劃增注3口，補孔分注4口。

3.開展低產(chǎn)井挖潛，提高單井

以降低油藏綜合遞減為目的，開展低產(chǎn)井分類治理，以酸化解堵、重復(fù)壓裂、體積壓裂為主要方式，預(yù)計實施增產(chǎn)措施15口。