高永亮，王選濤，楊 鵬，孫 莉，任蕓宏

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田胡154 區(qū)長4+5 油藏屬湖泊相三角洲沉積體系，主要儲集砂體為水下分流河道，構(gòu)造類型為東高西低的單斜構(gòu)造。層間隔層發(fā)育，各小層之間的隔層厚度平均值為7.25 m，小層內(nèi)出現(xiàn)的夾層密度平均50.4 %，油藏埋深2 173 m。儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，以小孔細喉為主，平均喉道半徑0.21 μm，分選系數(shù)2.33，孔隙度為11.1 %，滲透率為0.36×10－3μm2，平面上滲透率差異較大，非均質(zhì)性較強，為特低滲巖性油藏。原油粘度2.3 mPa·s，飽和壓力7.65 MPa，氣油比71.1 m3/t，原始驅(qū)動類型屬彈性溶解氣驅(qū)。

1 油藏開發(fā)存在的問題

胡154 區(qū)長4+5 油藏經(jīng)過兩年多的開發(fā)，暴露出以下突出問題：

1.1 區(qū)塊產(chǎn)量遞減大，油井產(chǎn)能下降快

2009 年以前投產(chǎn)井在2009 年平均單井產(chǎn)能下降0.6 t，區(qū)塊自然遞減達29.7 %，低產(chǎn)井比例高（全區(qū)平均單井日產(chǎn)油2.3 t，其中日產(chǎn)油低于1.0 t 的油井占到26.1 %）（見圖1）。

1.2 水驅(qū)控制程度低，注采矛盾很突出

部分區(qū)域見效程度低，水驅(qū)控制程度只有55.3 %，南部注采對應(yīng)程度低導(dǎo)致部分油井低壓、低產(chǎn)，有19 口油井由于壓力保持水平64 %，平均單井日產(chǎn)油0.64 t。受微裂縫影響，區(qū)塊出現(xiàn)NE85°、NE50°兩種優(yōu)勢見水方向。注水井剖面上吸水不均，層間矛盾突出。

2 油藏精細綜合治理研究及實施效果

圖1 胡154 區(qū)2008 年投產(chǎn)滿1 年井平均單井產(chǎn)能變化曲線

明確“優(yōu)化采液強度、實施均衡驅(qū)替、提高油井產(chǎn)能、實現(xiàn)高效開發(fā)”的治理思路，重點實施補孔、分層注水和油井措施引效措施，緩解“平面、層間、層內(nèi)”三大矛盾。

2.1 精細注采對應(yīng)措施，提高水驅(qū)控制程度

胡154 區(qū)長4+5 油藏砂體非均質(zhì)性強，層間隔夾層發(fā)育，小層平面分布不連續(xù)，部分井組注采對應(yīng)性差，存在有注無采或有采無注。通過對該區(qū)515 口井重新細分小層，將該油藏細分為五個小層（長4+511、長4+512、長4+521、長4+522、長4+523），主力含油層為長4+521、長4+522，區(qū)塊南部有6 口油井完全不對應(yīng)，73 口井部分不對應(yīng)。通過完善注采對應(yīng)關(guān)系，實施注水井補孔50 口，油井補孔29 口，治理區(qū)域水驅(qū)控制程度由55.3 %上升到98.5 %，對應(yīng)101 口井產(chǎn)量遞減得到遏制并趨于穩(wěn)定回升，42 口井見效顯著，平均單井產(chǎn)能上升0.3 t，含水由36.0 %下降到35.1 %。

2.2 精細注水立體調(diào)控，提高水驅(qū)開發(fā)效果

根據(jù)階段油水井動態(tài)反映出的問題，通過深部調(diào)驅(qū)、降壓增注、合理小層配注等治理方式，提高水驅(qū)動用程度及水驅(qū)效果。

2.2.1 平面治理，確保層內(nèi)均衡驅(qū)替 （1）明確思路，合理小層配注。在平面上決定注入水波及程度的因素是注水井的注水強度和油井的采液強度，所以注水井注水強度不但影響井網(wǎng)內(nèi)對應(yīng)油井產(chǎn)量，而且影響注入水的波及方向和程度；在探究滲流機理，確定合理的注水壓力和注水強度的前提下，明確注采雙向等強度調(diào)整的思路，把復(fù)雜問題簡單化。共調(diào)整配注134 井次，其中調(diào)大配注127 井次，對應(yīng)439 口油井中102 口見效顯著，平均單井日增油0.21 t，累積增油1 542 t。

（2）深部調(diào)驅(qū)，遏制水線突進。胡154 區(qū)長4+5 油藏存在天然微裂縫，區(qū)塊局部出現(xiàn)NE85°、NE50°兩種優(yōu)勢見水方向，有29 口油井見注入水，導(dǎo)致注水平面波及失控，注水存水率及能量保持水平低，油井受效不均，嚴重制約對應(yīng)井組油井產(chǎn)量和一次井網(wǎng)采收率的提高。在對油井見水方向及優(yōu)勢竄流通道研究分析清楚的基礎(chǔ)上，開展注水井深部調(diào)驅(qū)試驗，優(yōu)選出適合的堵劑體系，優(yōu)化堵劑用量及工藝參數(shù)；通過安172-25井試驗，對應(yīng)主向水淹井產(chǎn)液量及含水下降，側(cè)向井受效日漸明顯，對應(yīng)井組日增油1.55 t，為下步該區(qū)塊全面實施注水井深部調(diào)驅(qū)措施積累了經(jīng)驗。

2.2.2 層間治理，確保各層按需注水 針對長4+5 油藏層間矛盾突出的問題，開展酸化及分注措施，緩解了層間矛盾。對注水井壓力高、層間吸水能力差異大、個別小層不吸水或吸水能力低達不到配注的井，實施酸化增注，提高吸水能力，確保注夠水，同時便于提高分注調(diào)配的精度；實施注水井增注措施16 口，平均單井日增注18.5 m3。對注水井壓力不高、層間吸水能力差異不大的井，實施橋式偏心等分注工藝53 口，通過測試，各層吸水均達到配注要求，實現(xiàn)了分層精細注水。

2.3 優(yōu)化油井措施挖潛，有效發(fā)揮油藏產(chǎn)能

把提高單井產(chǎn)能和降低遞減、提高一次井網(wǎng)的最終采收率結(jié)合起來，依靠油井合理采液強度制衡水驅(qū)，實現(xiàn)油藏科學高效開發(fā)。

2.3.1 實施油藏改造或解堵，實現(xiàn)合理的產(chǎn)能 采液強度不但影響油井產(chǎn)量，而且影響注入水的波及方向和程度。在確定合理的采液強度的前提下，明確井網(wǎng)內(nèi)注水“等時當量水驅(qū)半徑”，油井等當量強度采液、合理配產(chǎn)的思路，依靠油井合理采液強度來制衡平面水驅(qū)。對于油井新補孔層的改造措施，結(jié)合井網(wǎng)井距、裂縫規(guī)律、儲層特征及油水井動態(tài)變化，優(yōu)化油層措施方式，確定合理的加砂強度，避免人工裂縫與優(yōu)勢見水方向天然微裂縫的溝通，確保建立均衡的注水驅(qū)替系統(tǒng)，實現(xiàn)油井合理的產(chǎn)能。對于已開采層產(chǎn)能下降井，認真分析產(chǎn)量下降原因，研究采液指數(shù)降低機理；針對能量不足的井，通過合理加大壓裂強度引效，降低注水驅(qū)替壓力損失；針對已有的裂縫導(dǎo)流能力下降或近井帶基質(zhì)孔隙堵塞的井，實施復(fù)合酸化解堵或重復(fù)壓裂措施引效。共實施油井酸化措施22 口，平均單井日產(chǎn)液由1.09 m3上升到2.58 m3，平均單井日增油0.91 t。

2.3.2 對見注入水油井堵水，遏制方向性水竄 對于注入水淹油井，進行竄流通道研究，開展油井堵水試驗，優(yōu)選出適合的堵劑體系，優(yōu)化堵劑用量及工藝參數(shù)；安161-42 井實施堵水前含水100 %，Cl-含量23 345 mg/L（油層水Cl-含量123 100 mg/L），動液面1 781 m，堵水一個月后含水降為55.0 %，日增油0.66 t，遏制了注入水方向性水竄，不但恢復(fù)了水淹油井的產(chǎn)能，而且提高了注水存水率、能量保持水平及注水效率，保障了平面上油井均勻注水受效。

2.4 油藏精細綜合治理取得的成效

2010 年，通過對胡154 區(qū)塊長4+5 油藏精細研究，實施油藏綜合治理，截止11 月底，取得了以下顯著成效。

2.4.1 油井產(chǎn)能日趨穩(wěn)定，實現(xiàn)了“01 工程”目標 區(qū)塊年初的自然、綜合遞減率為29.7 %，11 月底自然遞減為19.3 %，綜合遞減為16.6 %，且呈持續(xù)下降趨勢；純老井（2009 年以前投產(chǎn)井）日產(chǎn)油量穩(wěn)步上升，與2009 年相比，平均單井日增油0.12 t，提前超額實現(xiàn)了長慶油田公司下達的2010 年重點治理區(qū)塊“01 工程”目標。

2.4.2 水驅(qū)狀況得以改善，保障了注水均衡驅(qū)替 通過注水井增注、補孔、分注和油井措施引效等工作，區(qū)塊水驅(qū)控制程度由90.4 %上升到94.9 %，提高了油藏注水存水率和注水效率。

2.4.3 地層壓力持續(xù)恢復(fù)，提高了油藏驅(qū)替能量 與2009 年相比，區(qū)塊主向井平均地層壓力由14.9 MPa 上升到15.3 MPa，側(cè)向井平均地層壓力由13.8 MPa 上升到15.1 MPa，地層壓力保持水平達到96.1 %。

3 結(jié)論

（1）先期的儲層評價重于后期的治理，要注重儲層地質(zhì)規(guī)律、裂縫規(guī)律及滲流規(guī)律的研究，優(yōu)化井網(wǎng)井距，優(yōu)化不同方位油井的壓裂裂縫長度和加砂強度，優(yōu)化注水及采液強度，避免“先天不足”導(dǎo)致“終身治療”。

（2）油藏綜合治理首先要精細地質(zhì)研究，確保油水井生產(chǎn)動資料的準確性；重在確立科學的思路，提高水驅(qū)儲量控制及動用程度，通過精細注采雙向調(diào)控措施，建立高效、均衡的注水驅(qū)替系統(tǒng)，提高注水存水率、油井產(chǎn)能和最終采收率。

（3）通過油井測壓顯示油藏平面上能量分布不均是由兩方面造成的：一是由油藏的非均質(zhì)性導(dǎo)致的，二是由注采井距關(guān)系、人工裂縫的長度及方位決定的；在注水井合理注水強度及注采比的前提下，只有通過對井網(wǎng)內(nèi)注水受效差、測壓顯示油層壓力低的油井進行優(yōu)化壓裂，才能降低方向性驅(qū)替壓力損失，提高方向性油層壓力和油井產(chǎn)能；而不是為了對某口低產(chǎn)井下步措施“進行培養(yǎng)”，盲目的提高注水井壓力，往往會造成注水井平面上反復(fù)調(diào)整導(dǎo)致水驅(qū)不均；所以要實現(xiàn)由“被動培養(yǎng)”到“主動引效”的轉(zhuǎn)變。

（4）值得建議的是，有必要大幅度降低油水井測壓工作量，可以大幅度減少井下作業(yè)工作量，提高油井采油時率，降低綜合生產(chǎn)成本。

［1］ 閻慶來，等.低滲透油層滲流機理研究［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［2］ 閆存章，李陽，等.低滲透油田開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.