胡154区长4+5油藏堵水调驱效果分析

李邦国，李林，白航航，蔺明阳

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡154区长4+5油藏堵水调驱效果分析

李邦国，李林，白航航，蔺明阳

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡尖山油田胡154油藏自2007年开发以来，严格贯彻公司“精细注水”的相关要求，突出水驱支撑的作用，通过完善注采关系，推广精细分层注水、调驱调剖等技术，递减明显下降，稳产基础牢靠，油藏连续5年实现“I”类开发水平。但随着开发年限增加，见水井逐年增加，局部开发矛盾突出，近年来通过实施注水井深部调驱、聚合物微球驱，部分见水井含水下降，为见水井治理提供了一定的思路。本文简要介绍了该区开发现状及堵水调驱适应性，对近年来实施的堵水调驱及聚合物微球驱效果进行对比分析，根据效果提出下步实施建议。

胡154区长4+5油藏；深部调驱；聚合物微球驱

胡尖山油田胡154区块位于陕西省定边县，地形复杂，沟谷纵横，地面海拔1 480 m～1 760 m，气候干旱少雨，属典型黄土塬地貌。构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上，本区长4+5油藏为特低渗岩性油藏，油藏未见边底水，原始驱动类型属弹性溶解气驱[1]。

1 油藏基本概况

1.1 地质概况

胡154区构造为一平缓的西倾单斜，平均坡降6 m/km～10 m/km。从北向南发育两排鼻状隆起，构造幅度微弱，且各层间继承性好。2007年投入开发，开采层位长4+5层，井网形式：520 m×130 m菱形反九点井网为主，东北部为480 m×150 m菱形反九点，加密区为173×130 m不规则菱形反九点井网。含油面积：63.7 km2，地质储量：5 806.91×104t，油藏埋深：2 140 m，油层厚度：11.3 m，视孔隙度：12.2%，视渗透率：2.1×10-3μm2，含油饱和度：50.0%。孔隙度主要分布范围在3.0%～16.0%，平均值11.7%，渗透率主要分布范围在0.31×10-3μm2～3.18×10-3μm2，平均值0.69×10-3μm2，属低孔、特低渗储层。受沉积作用与成岩作用双重控制，长4+5层渗透率在平面非均质性中等，剖面上隔夹层发育，层间、层内非均质强。

1.2 开发历程及现状

该区2007年投入开发，2008-2010年为建产期，产量快速上升；2011-2013年，通过完善注采关系、精细分层注水等工作，油藏高效开发，产量稳定在30.0×104t；2014-2015年，油藏整体开发良好，但出现个别油井见水、部分井组注采层位未及时完善、大量措施后油井含水上升等矛盾，油藏稳产基础变差。

胡154长4+5油藏目前油井总井610口，开井568口，日产油水平758 t，单井产油1.33 t，综合含水55.2%，平均动液面1 659 m；注水井总井229口，开井207口，日注水平6 580 m3，单井日注31.8 m3，月注采比3.09，累注采2.33。

2 注水开发中存在的问题

2.1 层间非均质性强，部分井吸水不均

由于层内非均质性，隔夹层发育，部分注入剖面表现出尖峰状吸水、个别层段吸水或吸水不均等现象。对历年吸水剖面测试资料研究发现，该区有46口注水井涉及61个注水层段存在不吸水或吸水不均的问题。如安164-27井下层不吸水[2]。

2.2 水驱规律复杂，油井多方向见水

该区水驱规律复杂，见水方向呈现出多方向性，因开发层位较多，见水方向及层位难以判断，注水调控难度增大。区块有66口油井见水，表现为多个见水方向，控水难度较大。通过注水调整，判断出NE85°、NE50°两种优势见水方向，平均推进速度为19.2 m/d。

典型井组：安158-47井组2016年测试示踪剂，从注入水水线推进速度情况来看，见示踪剂井方向水线推进速度差异大，且多数监测井没有见到示踪剂显示，井组区域储层非均质性较强，投产6口加密井，见水3口，且见水呈多方向性。

2.3 分注井管理难度大

单层配注合格率低，分层注水量不清。通过投捞调配前测试资料显示，单层超欠注现象严重，配注合格率低，仅31.4%。通过合理调配周期研究发现，调配后60 d内配注合格率明显下降（由100%下降到21.1%），调配合格率低，周期短，遇阻率高，管理难度大。目前共有6口井因单层超出导致油井单层见水，层间矛盾突出。

3 深部调驱及微球驱效果分析

思路：通过堵水调驱及聚合物微球驱，封堵高渗带，改善水驱效果，治理部分见水井及降低井组含水，延长中低含水期，提高最终采收率[3-5]。

堵水调驱：主要以示踪剂监测及动态验证明确见水方向的井组，实施堵水调驱，以治理见水井为主。

聚合物微球驱：油藏中部井组含水上升较快区开展连片试验，主要以改善水驱效果，延长中低含水期为主（见图1，图2）。

图1 胡154区块堵水调驱试验历程

图2 胡154区块2014－2016年堵水调驱效果柱状图

3.1 常规深部调驱

胡154区裂缝发育不明显，大多为孔隙型见水，通过示踪剂及动态验证均能较好判断见水方向，堵水调驱适应性好，2016年实施注水井堵水调驱18口，对应油井97口，油井产能整体保持平稳，见效井平均单井产能由0.71 t上升到1.40 t。

对2016年实施堵水调驱18口，堵水后油井含水均可得到控制，但堵水后井组液量下降明显：

效果一：堵水后注水井平均油压上升1.6 MPa，套压上升1.7 MPa；

效果二：堵水后油井平均含水由62.4%下降到58.7%；

效果三：累计增油5 086 t，累计降水13 745 m3（见表1）。

3.2 聚合物微球驱

2016年以来分两批次胡154区共计实施微球驱23口，对应油井117口，油井产能整体保持平稳，含水有下降趋势，见效51口，整体含水呈下降趋势（见图3）。

典型井：安170-29井组对应5口油井（去掉其他措施影响3口），7月29日开始连片聚合物微球驱（粒径300 nm，注入量2 000 m3），对应油井均不同程度增油见效，日产液由14.4 m3上升到15.5 m3，日产油由6.5 t上升到7.5 t，综合含水由46.0%下降到42.8%，见效井日增油2.3 t，当年累计增油324 t，控水稳油效果明显。

表1 胡154区2016年堵水调驱效果统计表

图3 胡154微球驱前后效果对比图

4 结论与建议

（1）胡154区块开发过程中的主要矛盾是非均质性较强，导致部分注水井层间吸水不均，影响区块整体开发效果。

（2）对于多油层开发的油藏，通过细分注水层位，精细完善单砂体注采对应关系，实施注水井精细分层注水，加强分注井管理，是改善多油层开发效果的关键。

（3）该区油井多为孔隙性见水，见水后动态表现为低液量，高含水，通过不断优化堵水体系，对见水关系明显的注水井实施堵水后，可降低油井含水。

（4）在油藏中部，井组油井含水普遍上升，通过实施连片聚合物微球驱，可降低油井含水上升速度，延长油井低含水期，提高油藏最终采收率。

［1］王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［2］朱圣举.三叠系特低渗透注水开发油藏技术对策研究及应用［J］.低渗透油气田，2007，14（3）：67－69.

［3］高永利，邵燕，张志国，等.特低渗透油藏水驱油特征实验研究［J］.西安石油大学学报，2008，23（5）：53－56.

［4］路向伟，张翠萍，李超，等.胡154精细分层注水效果分析［J］.地下水，2013，（2）：33－35.

［5］杨鹏，邓翔戈，高永亮.胡尖山油田低渗透油藏注水井深部调驱及油井堵水适应性研究［J］.中国石油和化工标准语质量，2012，（13）：142－143.

TE357.46

A

1673-5285（2017）06-0064-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.013

2017-05-31

李邦国，男，助理工程师，2012年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，现在长庆油田第六采油厂从事油田开发工作。