G104长63油藏堵水调剖适应性评价

2016-09-14姬程伟贺彤彤蒋钧别勇杰梁涛赵迁

石油化工应用 2016年8期

关键词：增油水淹水驱

姬程伟，贺彤彤，蒋钧，别勇杰，梁涛，赵迁

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川　750006）

G104长63油藏堵水调剖适应性评价

姬程伟，贺彤彤，蒋钧，别勇杰，梁涛，赵迁

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川750006）

G104长63油藏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，平均有效厚度：12.8 m，平均孔隙度：9.8％，平均渗透率：0.49 mD，原始地层压力15.5 MPa，饱和压力5.83 MPa，属于典型的低渗低压油藏。G104区2011年规模建产长63油藏。油藏局部高渗、微裂缝发育，见水井逐年增加，综合含水快速上升，平面、剖面矛盾突出。通过2012年和2013年的试验，实施注水井调剖堵水可以很好的缓解含水上升较快的问题，改善水驱状况和油藏开发环境确保油藏良性开发。针对该区块裂缝发育特点，2014年G104区堵水调剖以“降含水、降递减”为目标，坚持“早期治理、防治结合”的整体思路，由单井点调剖向区域整体堵水改变，由水井调剖向油水井调堵结合转变，实施区块整体治理，有效的改善了该区块的开发状况，主向水淹井复产增油、侧向井注水见效区块状况明显改善。

长63油藏；超低渗透；现状；堵水调剖

吴起油田G104区主力发层系为三叠系长6层，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，平均有效厚度：12.8 m，平均孔隙度：9.8％，平均渗透率：0.49 mD，原始地层压力15.5 MPa，饱和压力5.83 MPa，属于典型的超低渗低压油藏。

该区至2011年全面开发至今已有3年时间，受储层微裂缝发育及层间裂缝贯穿影响，该区水淹井逐年增多，综合含水持续上升，目前已达45.1％，平面水驱矛盾突出。通过对注水井实施调剖堵水［1，2］，改善平面水驱状况，恢复主向水淹井产能，促使侧向油井受效，势在必行。

1　开发中的主要问题

吴起油田G104区块属于典型的超低渗透油藏，主要采取“注水井超前注水+油井压裂投产”的开发模式，并采用菱形反九点井网进行建产［3，4］。该区储层微裂缝发育，受微裂缝影响，注入水或地层水易沿微裂缝快速推进，加快对应油井含水上升速度或直接水淹。对应油井水淹后，注入水波及方向变强，侧向井油井注水见效较差，产量损失严重。

通过示踪剂动态监测和注采动态验证发现，G104区块裂缝方向十分复杂，呈多方向型［5，6］。整个区块发育数近北东50°方向的裂缝带，此外在G104单元亦发育有近北西50°方向的裂缝和贯穿长61的高角度垂向裂缝，使得长61注入水向下滤与长63注入水双重作用，导致G104区产能损失。随着注水时间的推移，这数条裂缝带沿裂缝主向呈现继续延伸趋势。

随着裂缝线的不断延伸，水淹造成产能损失日益严重，仅近北东50°方向的裂缝造成的产能损失已经达到9.6 t/d，水淹井23口，因此加强水淹井的治理显得非常重要。

2　目前调剖体系及治理思路

G104区长6油藏局部微裂缝，隔夹层发育，储层非均质性较强，平面水驱不均，注采关系不明确，经过2012年的单井点状和2013年的裂缝带化堵试验，取得初步的效果，工艺技术逐步成熟，形成了适应于G104油藏的孔隙裂缝型见水特征的调剖工艺技术体系-酚醛树脂体系（见图1）。

随着工艺体系的不断优化，G104调剖区的治理思路也日益成熟，2014年G104区堵水调剖以“降含水、降递减”为目标，坚持“早期治理、防治结合”的整体思路，由单井点调剖向区域整体堵水改变，由水井调剖向油水井调堵结合转变，实施区块整体治理。目前累计增油892 t，累计降水922 m3，措施效果显著。

3　G104长6油藏堵水调剖效果评价

G104区2012年至今累计实施堵水调剖17井次，对应65口油井，见效井24口，累计增油6 471 t，累计降水12 346 m3。24口井目前继续有效，其中G60-97井2012年实施有效期达18个月。2014年计划实施12井次，目前完井12口，正在实施2口，12月计划新增2井次，累计增油6 548 t，累计降水12 423 m3，措施效果显著（见表1）。

3.1调剖后注水压力上升

2014年在G104、G105单元实施“整体连片堵水”，计划实施化学调剖12口，截止目前完成12口，正在实施2口，计划新增2口。除1口措施井（G48-101）注不进外，其余11口井平均注水压力由11.8 MPa上升到13.5 MPa，注水压力提升1.7 MPa。

措施后注水井吸水指示曲线明显上移，注水启动压力上升，压力降落曲线明显变缓，说明堵水调剖后地层中的微裂缝和大孔道得到一定封堵，注入水在裂缝或大孔道中的流动性变差，吸水得到一定的改善（见图2，图3）。

图1　G104堵水调剖工艺技术体系

表1　G104长6油藏近几年堵水调剖效果统计表

图2　G50-105调剖前后吸水指示曲线　

图3　G50-105调剖前后压降对比曲线

3.2堵水调剖效果显著，开发指标变好

对比2013年12月油藏整体开发形式好转，自然递减由27％下降到6.7％，综合递减由27％下降到5.4％，含水上升率为-1.9％，油藏开发水平由2013年的Ⅱ类上升到Ⅰ类。采油井对应65口油井见效24口，24口井综合含水由53.6％下降到45.5％，6口水淹井恢复产能5.1 t，单井产能由1.18 t上升到1.25 t，累计增油892 t，累计降水922 m3。

3.2.1调剖区两项递减降低G104区2014年6月开展整体堵水调剖后，调剖区开发形式好转，两项递减明显降低，调剖区自然递减由9.8％下降到8.0％，较调剖前，调剖区标定综合递减由2.2％下降到0.9％，标定自然递减由2.5％下降到2.2％，整体调剖效果显著。

3.2.2调剖井组井网主侧向递减减缓2014年在G104、G105单元实施“整体连片堵水”，见效油井19口，其中井网主向井9口，井网侧向井10口。对比调剖前井网侧向井标定递减稳中有降，月度递减由3.2％下降到2.9％，井网主向井递减下降较为明显，月度递减由2.0％下降到1.4％。经生产动态验证表明整体调剖有效封堵了井网主向高渗通道，有效减缓了油藏递减（见图4，图5）。

3.3调剖区综合含水降低

G104区长6油藏受储层物性及非均质性影响，投产后含水上升速度较快，甚至投产即水淹，2012年出单井试验堵水调剖，效果可观。2014年实施整体堵水调剖，调剖区含水上升速度得到了有效抑制，较2013年12月调剖区综合含水由61.8％下降到57.4％，调剖区综合含水下降明显。根据G104调剖区采出程度与含水关系曲线得出，油藏整体开发形式趋于好转。

3.4平面水驱改善，剖面好转

对比2013年12月，G104北部水驱动用程度由65.3％上升到65.7％，均匀吸水比例由41.8％上升到42.7％，水驱符合甲型特征曲线，油藏整体平面水驱形式趋于稳定。4口可对比井平均单井吸水厚度由9.2 m上升到10.5 m，水驱动用程度由63.2％上升到71.9％，剖面水驱好转，有效提高水驱效率（见图6）。

图4　调剖井组井网侧向井标定递减变化图

图5　调剖井组井网主向井标定递减变化图

图6　G104长6油藏水驱特征曲线

3.5裂缝主向含水下降与侧向液量下降矛盾

整体调剖后，裂缝主向井含水下降增油效果显著，对比措施前增加产能3.75 t，与裂缝侧向井液量下降对比措施前损失产能2.74 t，矛盾突出（见图7）。

3.6典型井组分析

3.6.1裂缝带发育化堵区G104单元发育多条近北东50°方向裂缝，裂缝主向井水淹严重，侧向油井长期不见效，化堵后，水淹井含水下降，侧向井也见效。井组特征表现为：

（1）主向井水淹程度大，裂缝形成后逐渐扩大，且相互沟通，见水呈多方向性，封堵难度大；（2）化堵后水淹井液量下降，含水下降明显；（3）化堵后水驱方向改变，区域水驱好转，注水一段时间侧向井见效，适宜裂缝带整体调剖。

典型井组：G50-105：

该井于2014年5月实施化学堵水，调剖后注水压力由10.5 MPa上升到13.2 MPa，井组综合含水由68％下降到40％，两口水淹井恢复产能，井组累计增油315 t，有效减缓了井组递减（由7.5％下降到-4.3％）。3.6.2单点裂缝型化堵区注入水沿裂缝带水窜明显，主向井含水上升快，压力上升明显，此类水井如封堵及时，对应见水井受效程度高。井组特征表现为：

（1）见效较快，封堵后立即见效；（2）见水井含水大幅下降，井组增油显著；（3）见效期比较长；（4）易出现堵塞井，不宜连续堵水。

图7　裂缝主侧向井生产曲线

典型井组：G60-97：

该井于2012年进行化学堵水，对应长关井油井G62-96动态反映明显，复产后日增油0.9 t，累计增油98 t，后期由于堵剂性能降低，含水上升，有效期18个月。2014年6月二次化学堵水后，含水略有下降，措施效果一般（见图8）。

3.6.3多方向见水区井组内油井见水后，动态调整反映不明显，油井持续高含水，见水方向复杂，油藏平面矛盾突出。井组调剖特征表现为：

（1）部分井见效较快，封堵后立即见效；（2）裂缝水淹井液量下降，含水降低，恢复产能；（3）井组调剖受效程度高，整体见效缓慢。

典型井组：G52-103：

G52-103井2010年8月投注，对应油井G51-103 和G52-102投产即水淹，2013年12月堵水后效果不佳。2014年7月对该井重复化堵调剖，措施后，注水压力由12 MPa上升到15 MPa，井组含水稳定，累计增油163 t，累计降水142 m3，重复堵水措施效果较好。调剖后井组内裂缝主向水淹井G51-103，含水下降产能恢复，前期见注入水井G53-103含水下降，有效实现了“裂缝线整体堵水，抑制主向井水淹”的堵水效果（见表2）。