谷104长6油藏提高单井产量技术研究

2014-05-10胥中义汤仁文毛建文别勇杰

石油化工应用 2014年4期

胥中义，汤仁文，毛建文，张维，别勇杰，庄潮

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

吴旗油田谷104区位于陕北斜坡带的中西部，吴起地区长6油藏顶构造简单，同样为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一组鼻状隆起，隆起幅度10～15 m，且内部有两个微形鼻状构造，幅度2～4 m。沉积环境主要为一套三角洲前缘相沉积，主力开发层系长6油藏，孔喉组合以小孔隙吼型为主，平均喉道半径为0.19 μm，属小孔喉高密度分布。原始地层压力15.5 MPa，饱和压力5.83 MPa，属于典型的低压低渗油藏。

1 砂体展布

吴起地区长6油层属于三角洲前缘相带沉积，区域上是由东北方向的榆林－横山三角洲的前缘部分。从沉积微相的平面展布特征来看，水下分流河道的方向为东北－西南方向，在区内可明显分出两支次水下分流河道，不同时期的沉积微相有一定的继承性，但也有一定的变化。长63油层是在浅湖环境中沉积的，以三角洲沉积体系中的前缘亚相为主，水下分流河道与残留河口坝是其主要沉积微相，物源来自于为鄂尔多斯盆地北部的阴山古陆，方向为北东-南西向，沉积微相为三角洲水下分流河道，研究区内由北向南发育4条砂带，砂带宽度2～4 km。

图1 吴旗油田长63沉积微相图

图2 吴旗油田长63油藏综合图

表1 薛岔作业区谷104区综合数据表

2 生产概况

截止2013年12月底，谷104长63油藏开采油井183口，井口日产液287 t、日产油162 t、综合含水43.6%，平均单井日产液1.57 t、单井日产油0.88 t，平均动液面1 478 m；注水井73口，日注量1 885 m3，单井日注水25 m3，月度注采比5.3。单井产量小于0.5 t的井有85口，占总开井数46.4%（见表1）。

3 影响单井产量因素

3.1 油藏局部物性较差，单井产能低

谷104区长63储层属于三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河道侧翼及河道间湾，河道侧翼由于隔夹层发育，物性变差，目前谷104单井产能仅为0.90 t，大于1.5 t油井仅分布于油藏北部，油藏南部单井产能0.57 t，物性差，注水不见效；产量小于0.5 t的井有82，占油井总数的45.5%，低产井比例大，单井日产油0.20 t，含水73.4%。其中新17单元主要是是储层物性差，注水不见效，油藏有效压力驱替系统尚未建立，油井一直低产低效；高56单元主要是储层本身物性差，且储层原始高水饱，投产即见地层水，治理难度大，物性参数（见表2）。

3.2 剖面吸水状况变差，油井含水上升

谷104单元油层隔夹层发育，储层非均值性强，注入水单层突进，吸水剖面由均匀变尖峰，不均匀吸水比例高66.7%，平面、剖面水驱不均，油井投产后含水上升速度快，稳产难度大。截止目前见注入水油井85口，占见水井的71.4%，主要分布于新17单元裂缝见水及油藏北部谷104单元裂缝孔隙型见水，同时受层内、层间注入水影响，来水方向、见水层位复杂，治理难度大，其中试油出大水未投产油井10口，投产即见注入水12口，投产后受储层微裂缝以及非均值性影响后期新增见水井11口，产能损失25 t/d，储量失控严重。

3.3 局部微裂缝发育，造成油井水淹

由于长63油藏存在发育完全的天然裂缝以及后期改造人工裂缝，油水井投入生产后裂缝渗透率（10.53×10-3μm2）远远大于孔隙渗透率（平均0.39×10-3μm2），裂缝成为优势水驱油通道，水驱油过程主要发生在裂缝中，孔隙中水驱效率非常低，油井往往会出现暴性水淹，动态表现就是投产即见水，或者含水突升，液面、液量大幅上升。

根据谷46-104的成像测井显示，该区域长63油藏局部微裂缝发育，且高角度裂缝上下贯通，长612注入水向下滤失和层内长63注入水沿微裂缝突进的共同作用是该区油井见水主要控制因素。

表2 谷104分单元物性参数表

表3 储层非均质性系数统计对比表

表4 谷46-104裂缝发育情况统计表

图3 谷46-104井长63顶部成像特征图

4 治理对策

4.1 实施不稳定注水技术

谷104区主要以水下分流河道沉积为主，表现为正韵律沉积，微观上颗粒下粗上细，容易在下部形成优势通道，吸水剖面上表现为吸水下移。2012年冬季谷104北部正常注水时，油井含水持续上升，含水上升速度1.4%每月，2013年针对北部高产区谷52-103等8口注水井实施不稳定注水，井组内对应36口油井含水保持稳定，其中6口井含水下降，综合含水由34.2%下降到25.6%，单井产能由0.94 t/d上升到1.10 t/d，累计增油421 t。实践证明不稳定注水对于正韵律沉积环境的水下分流河道适应性较好，能够缓解油井含水上升速度。

4.2 加强剖面治理，改善水驱状况

加大注水井吸水剖面治理力度，改善水驱状况，提高水驱动用程度，开展分层注水、深部化学调剖、暂堵酸化等治理措施，逐步提高水驱油效率，提高油藏开发水平。

针对主力层段多段动用，上下射孔段吸水不均且射孔段满足分注条件注水井实施层内分注，改善剖面水驱，提高吸水厚度。

针对底部尖峰吸水，吸水厚度小，注入水单层突进，井组内油井含水上升，开展化学堵水调剖措施，改变水驱方向，迫使水驱厚度增加均匀推进。

谷60-97于2012年5月20日实施调堵水，对应2口水淹井谷60-96、谷62-96井均见到较好效果，其中谷60-96含水由100%下降到46.3%，液面由套返下降至865 m，见效周期1个月；谷62-96含水由100%下降到35.4%，液面由套返下降至932 m，含盐由8 563上升到17 642 mg/L，见效周期15天。针对同一层段内不同部位指状或尖峰吸水，实施暂堵酸化措施。谷48-105井实施暂堵酸化后分注，吸水厚度增加，吸水状况由指状吸水变均匀吸水。