劉艷妮，董憲鵬，李 開，趙 靜

（1.中國石油大學(xué)（北京），北京 102249；2.中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710018）

耿60 區(qū)塊長4+5 油藏區(qū)域構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，屬三角洲沉積體系中的三角洲前緣亞相沉積。

儲層巖性為粉細(xì)～細(xì)粒巖屑質(zhì)長石砂巖，分選好，膠結(jié)類型以薄膜-孔隙為主，其中粒間孔、長石溶孔是本區(qū)最主要的儲集空間。

主力油層長4+522平均油層中部深度2 400 m，平均地層溫度73 ℃，原始地層壓力16.98 MPa，平均滲透率1.103 mD，平均孔隙度12.9 %。

地層原油性質(zhì)好，粘度低（1.15 mPa·s），密度低（0.733 g/cm3），氣油比98.6 m3/t，油層溫度73.3 ℃，飽和壓力10.61 MPa；地層水礦化度84.8 g/L，水型CaCl2型，pH 值6.3；巖石表面潤濕性以中性～親水特征為主，敏感性試驗結(jié)果為弱～無水敏、弱～中等偏弱速敏、弱酸敏～改善、弱～無鹽敏、弱～無堿敏。

1 開發(fā)現(xiàn)狀

姬塬油田耿60 區(qū)塊于2006 年試驗建產(chǎn)，2007 年大規(guī)模建產(chǎn)，自2008 年開始加大注水開發(fā)力度，開發(fā)形勢平穩(wěn)。截止2012 年12 月動用含油面積63.87 km2，動用地質(zhì)儲量2 421.18×104t，目前油井開井280 口，井口日產(chǎn)液水平779 t，日產(chǎn)油水平536 t，綜合含水31.2 %，平均動液面1 836 m；注水井開井85 口，日注水平1 620 m3。為實現(xiàn)該區(qū)塊的高效開發(fā)，對其合理的開發(fā)技術(shù)及進(jìn)行研究。

2 高效開發(fā)技術(shù)研究

2.1 井網(wǎng)部署技術(shù)及注水時機(jī)研究

2003 年底耿19 區(qū)塊長2 油藏以正方形反九點布井，對9 個井組實施超前注水試驗，實施效果明顯。

根據(jù)該區(qū)塊的開發(fā)經(jīng)驗，2006 年在耿60 區(qū)塊長4+5 油藏采用300×300 m 正方形反九點注采井網(wǎng)超前+同步注水試驗,井網(wǎng)井排方向為NE70°左右，井網(wǎng)密度11 口/平方千米。

應(yīng)用成果：井網(wǎng)適應(yīng)性好，油井見效均勻。

采用正方形反九點井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，區(qū)塊見效程度逐年提高，截止目前全區(qū)油井見效195 口，見效程度68.9 %，平均見效周期11 個月；其中邊井見效127 口，角井見效68 口，邊角井見效比例1.87：1，見效基本均勻，油井見效增產(chǎn)幅度為12 %左右，整體見效特征為見效穩(wěn)產(chǎn)且見效程度均勻，說明該井網(wǎng)適應(yīng)油藏的開發(fā)需要（見圖1，圖2）。

圖1 耿60 區(qū)塊歷年見效情況對比圖

圖2 耿60 區(qū)塊油井見效特征示意圖

應(yīng)用成果：超前+同步注水政策，有效穩(wěn)定單井產(chǎn)能自2007 年注水開發(fā)以來，該區(qū)塊堅持超前+同步注水政策，目前全區(qū)共有水井88 口，控制油井283口，其中超前注水控制油井59 口，同步注水控制油井178 口，占總井?dāng)?shù)的83.7 %，為分析效果，選取油層物性相近的9 個超前、同步及滯后注水井組進(jìn)行對比，結(jié)果表明，超前注水和同步注水政策，有利于提高單井初期產(chǎn)能，降低油田遞減，且穩(wěn)產(chǎn)后單井產(chǎn)能較高（見表1）。

2.2 儲層改造技術(shù)研究

姬塬地區(qū)長4+5 油層埋深2 300～2 400 m，地層閉合應(yīng)力高達(dá)30～32 MPa，選用高強(qiáng)度、低密度陶粒壓裂是提高油層導(dǎo)流能力，延緩地層閉合速度，提高單井產(chǎn)能，減緩油井產(chǎn)量遞減速度，延長油田穩(wěn)產(chǎn)期的重要工藝技術(shù)措施。

應(yīng)用成果：優(yōu)選陶粒壓裂改造油井儲層，單井產(chǎn)能明顯提高。

選取該區(qū)儲層物性相近的6 組井進(jìn)行對比，結(jié)果顯示，采用全陶粒壓裂和尾追陶粒壓裂等壓裂工藝技術(shù)改造儲層，有效提高了試排試采產(chǎn)量及單井產(chǎn)能，保證了較好的穩(wěn)產(chǎn)效果（見表2，表3）。

2.3 細(xì)化小層技術(shù)研究

注采層系的對應(yīng)程度是注水油田穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素，為完善注采層系，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)井和標(biāo)準(zhǔn)剖面，建立縱、橫剖面，精細(xì)小層對比，為提高水驅(qū)控制程度，延長油井的穩(wěn)產(chǎn)期打好基礎(chǔ)。

應(yīng)用成果：完善注采井網(wǎng)及層系，提高水驅(qū)控制程度。

表1 耿60 區(qū)塊長4+5 油藏注水時機(jī)對比表

表2 耿60 區(qū)塊陶粒壓裂井與石英砂壓裂井油層物性對比表

表3 耿60 區(qū)塊陶粒壓裂井與石英砂壓裂井施工參數(shù)及試排試采數(shù)據(jù)對比表

耿60 區(qū)通過油井轉(zhuǎn)注、注水井補(bǔ)孔等措施完善注采層系，水驅(qū)儲量控制程度提高3.6 %，達(dá)到96.8 %，油井見效26 口，累計增油6 297 t；并根據(jù)儲層對比結(jié)果，對9 口油井補(bǔ)孔措施挖潛，有效8 口，累計增油2 103 t（見表4，圖3，圖4）。

圖3 耿60 區(qū)塊轉(zhuǎn)注見效井效果對比圖

圖4 耿60 區(qū)塊水井補(bǔ)孔分注對應(yīng)油井見效對比圖

2.4 堵塞機(jī)理研究

針對耿60 區(qū)塊長4+5 油藏陸續(xù)出現(xiàn)的油井堵塞現(xiàn)象，根據(jù)開發(fā)動態(tài)，結(jié)合靜態(tài)和試井資料，開展堵塞機(jī)理研究，具體分三類（見表5）。

應(yīng)用成果：堵塞井措施解堵，恢復(fù)油井產(chǎn)能。

表4 耿60 區(qū)塊歷年完善注采井網(wǎng)及層系見效情況統(tǒng)計表

表5 耿60 區(qū)塊堵塞機(jī)理研究

根據(jù)堵塞特征對油井有針對性的開展措施，自2010 年開始措施試驗，截止目前，該區(qū)累計實施油井措施解堵66 口，有效61 口，措施有效率92.4%，平均單井日增油1.38 t，累計增油11 667 t（見圖5，圖6，圖7）。

通過以上技術(shù)政策的研究及成果應(yīng)用，耿60 區(qū)塊水驅(qū)狀況基本穩(wěn)定，油藏壓力逐步上升，壓力分布更趨合理，油藏遞減減小，綜合含水穩(wěn)定，含水上升率低，油井見效均勻、見效程度高，井網(wǎng)適應(yīng)性好，總體高效開發(fā)，油藏開發(fā)水平保持Ⅰ類（見圖8，圖9）。

3 結(jié)論及認(rèn)識

圖5 耿60 區(qū)地86-89 井采油曲線（Ⅰ類）

圖6 耿60 區(qū)地94-88 井采油曲線（Ⅱ類）

圖7 耿60 區(qū)地80-85 井采油曲線（Ⅲ類）

圖8 耿60 區(qū)塊歷年水驅(qū)狀況對比柱狀對比圖

圖9 耿60 區(qū)塊歷年壓力對比柱狀圖

（1）8 年以來的開發(fā)實踐證明正方形反九點井網(wǎng)+超前和同步注水是耿60 區(qū)塊長4+5 油藏穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵技術(shù)。

（2）陶粒壓裂較大程度提高了初期的單井產(chǎn)量，具有較好的穩(wěn)產(chǎn)效果。

（3）優(yōu)選措施井層，加大措施力度，根據(jù)堵塞機(jī)理有針對性地開展解堵措施。

（4）通過精細(xì)小層對比，采取補(bǔ)孔、分注等完善注采層系，并開展剖面治理，提高油藏水驅(qū)控制和動用程度，延長油藏低含水采油期，達(dá)到穩(wěn)定單井產(chǎn)能，實現(xiàn)油藏高效開發(fā)的目標(biāo)。

［1］ 李道品，等.低滲透砂巖油田開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［2］ 史成恩，潘增耀，等.特低滲透油田開發(fā)的主要做法［J］.低滲透油氣田，2000，5（3）：57-69.

［3］ 胡文瑞.低滲透油氣田概論［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.