M30油藏长8储层见水规律及治理对策研究.pdf

第42 卷第8 期2023年8 月石油化工应用PETROCHEMICALINDUSTRY APPLICATIONVol.42 No.8Aug.2023M30油藏长8 储层见水规律及治理对策研究张丽，樊毅龙，唐潇，胡明义（中国石油长庆油田分公司第二采油厂，甘肃庆阳745100)摘要：M30油藏在开发过程中，见水矛盾突出，以裂缝型见水为主。通过油水井双向调控，逐步形成周期注水+微球调驱技术、水平井找堵水技术、冲砂酸化补能技术，其中周期注水+微球调驱技术更适应于孔隙-裂缝渗流单元，水平井化学堵水单井日增油效果突出，冲砂酸化补能技术的分段补能效果优于笼统补能。关键词：裂缝型见水；化学堵水；微球调驱；酸化补能中图分类号：TE357.6D0I:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.08.010文献标识码：A文章编号：16 7 3-52 8 5(2 0 2 3)0 8-0 0 44-0 3Research on water seepage law and treatmentmeasures of Chang 8 in M30 reservoirZHANG Li,FAN Yilong,TANG Xiao,HU Mingyi(Oil Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company,Qingyang Gansu 745100,China)Abstract:During the development process of M30 reservoir,the contradiction of water break-through is prominent,with fracture type water breakthrough being the main type.Throughbidirectional regulation of oil and water wells,periodic water injection+microsphere profilecontrol and displacement technology,water plugging technology of horizontal well,and sandflushing and acidification energy replenishment technology have gradually been formed.A-mong them,periodic water injection microsphere profile control and displacement technologyis more suitable for pore fracture seepage units,and the daily oil increase effect of singlewell chemical water plugging in horizontal wells is outstanding.The segmented energy re-plenishment effect of sand flushing and acidification energy replenishment technology is bet-ter than general energy replenishment.Key words:fracture type water breakthrough;chemical water plugging;microsphere dis-placement control;acidification energy replenishmentM30油藏位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西南部，以碎屑岩为主的辫状河三角洲湖相沉积体系，主要受水下分流河道及水下分流河道侧翼砂体控制，砂体由西向东方向展布,形成岩性油藏。主力层长8 的平均有*收稿日期：2 0 2 3-0 6-19作者简介：张丽（19 8 7），女，油气田开发高级工程师，主要从事油田开发动态管理工作。E-mail:第8 期效厚度10.9 m，平均孔隙度10.0 5%，平均渗透率0.7 9 x10m。截至目前探明含油面积7 4.0 0 km,探明地质储量2 9 6 5.2 3 10 t。1水驱规律研究通过井间微地震资料、示踪剂测试、水驱前缘等动、静态资料显示M30油藏裂缝较发育。水驱前缘对比静态监测，随着注水时间延长，近井裂隙方向、裂缝倾角发生缓慢变化。从示踪剂测试结果来看，突破时间较快，以裂缝渗透为主，随着开发时间加长，水驱方向呈现多样化，区域内没有明显的优势通道，水驱方向复杂。实际开发过程中，动态响应验证M30油藏水驱方向复杂，根据不同见水原因及见水模式，分为腰部见水区、端部见水区、见地层水区。腰部见水区：集中在油藏中部，以北东7 5为主，实施温和注水，停注转采；端部见水区：集中在油藏南部，以北东45为主，实施周期注水、精细注水，优化注水强度；见地层水区：通过“五步法”分析，实施分段采油、找堵水。2见水治理对策2.1周期注水技术周期注水技术通过在水井端产生压力激动，改善裂缝与基质间渗流差异，促进裂缝与基质相互渗流，促使渗流与渗吸同步进行,提高油藏水驱波及体积 1-5。2 0世纪苏联、委内瑞拉等关于不稳定注水的理论研究成果表明不稳定注水对非均质油藏具有普遍的适应性；矿场实践证明，实施周期注水后油井含水率下降5%15%，提高采收率2 3 个百分点。M30油藏在周期注水技术基础上结合精细缝网刻画,形成适应本油藏的见水治理技术。缝网刻画表明，水井距离水平井改造缝越近、累计注水量越大，则水平井见水风险越高，矿场实践表明两者距离小于2 50 m、累计注水量大于10 0 0 0 m时，均易导致水平井见水。以缝网刻画为基础，根据水井与改造缝距离、累计实施井数，口单井日增油，含水率降幅，%74.55.143.932.22019年2 0 2 0 年2张丽等MM30油藏长8 储层见水规律及治理对策研究注水量预判水平井见水风险，实施精细注水，同时油藏整体按照排状交错增减期实施周期注水，采用小水量差4 7 m,规模推广后，水驱采收率提升2%。2.2微球调驱技术聚合物微球调驱技术是针对储层深部剩余油，通过小粒径、低浓度、PV级大剂量注入实现深部调驱。通过调驱剂在储层深部的滞留降低高渗层渗透率（封堵),降低高渗水流速度，改变压力场分布，进而改变渗流场，达到改善水驱的目的。2 0 2 0 年M30油藏整体实施微球调驱技术（浓度0.1%、粒径50 nm），其中M30单元裂缝发育，有效期较短，7 个月后含水率再次上升；裂缝-孔隙型M23单元微球调驱见效，含水率上升受控，单井产能显著提升，日增油达到18.4t,2021年累计增油18 0 1t。分单元实施效果表明，裂缝-孔隙型M23单元适应性更好，为同类型油藏的微球调驱技术推广应用提供矿场借鉴。2.3水平井找堵水技术水平井找堵水技术主要分为水平井分段采油、化学堵水两项工作,是目前M30油藏水平井控水的有效手段 6-7 。水平井分段采油是通过已有的水平井动、静态资料判断出水层段，对出水层段实施隔采，生产低含水率段，从而降低油井含水率的技术。该技术首先通过含盐、水型分析见水类型，结合色谱曲线、分段含油性、初期改造强度和注采关系等参数定性判断出水层段，根据见水类型、压力分布状况预留隔采位置，配套行之有效的隔采工艺,达到控水稳油的目的。化学堵水是在机械找水基础上，将水平井的水平段分隔成几段进行找水测试，每一段包含几个喷点，运用半定量方法判识不同段出水情况，再通过化学堵剂对出水层段封堵的技术手段。针对M30油藏的16 口高含水率水平井进行化学堵水与分段采油试验8-9,矿场试验表明，技术见效13 口，平均有效天数3 8 7 d,单井平均日增油大于1.5t,其中化学堵水日增油3.0 t(图1)。2.4冲砂酸化补能技术水平井初期开发中，由于井身结构较直井的特殊性，导致井筒易出现砂堵现象，随着开发时间延长，井实施井数，口单井日增油，含水率降幅，%810430.91.92021年2 0 2 2 年图1M30油藏水平井治水效果柱状图45628.11.744.81.629.7分段采油3.0化学堵水46筒及地层附近同时会有不同程度结垢与堵塞，针对注采敏感区的低产水平井，为解决能量补充与见水矛盾，合逐步形成了冲砂酸化补能技术。2022年M30油藏对9 口低产水平井实施冲砂酸化补能技术，有效率8 8.9%，平均单井补能2 444m，措施完井后液量提升近三倍，单井产能增加1.2 t/d,提升区域能量的同时有效缓解注采敏感问题。矿场实践表明，不同井网位置、补能方式、补能液量等因素均对单井效果存在一定影响，分析认为油藏中部井效果较好、分段补能优于笼统补能。同时，补能液量大于2000m,单井产能提升较为明显（图2)。3结论(1)M30油藏裂缝发育，含水率上升矛盾突出，见水模式可分为裂缝型、孔隙型和孔隙裂缝型，以裂缝型见水为主。精细缝网刻画指导精细注水、周期注水能够一定程度改善水驱，二者相互促进。(2)M30油藏分单元微球调驱实施效果表明：针对裂缝-孔隙型渗流模式微球调驱适应性更好。(3)水平井冲砂酸化补能技术是提单井产能的有效手段，对比不同井网位置、补能方式、补能液量等因石油化工应用2 0 2 3 年实施井数，口单井日增油，t实施井数，口单井日增油，t不同措施方式161.20.85.0.652018年2019-2022年冲砂酸化冲砂补能冲砂酸化补能实施井数，口单井日增油，t不同补能方式151.360.8笼统补能第42 卷不同井网位置120.5边部-实施井数，口单井日增油，t不同补能液量141.20.930.4分段补能1 500图2 M30油藏水平井单井产能提升效果柱状图主素，中部井效果较好、分段补能优于笼统补能；针对高含水率水平井,后期可着力推广化学堵水技术,结合分段采油技术。参考文献：1陈朝晖，杜志敏.周期注水渗流机理及其影响因素评价数值模拟研究 J.西南石油学院学报，19 9 7,19(3)：54-59，63.2宋勇.胜利油区整装油藏特高含水期水平井提高采收率技术 J.油气地质与采收率,2 0 15,2 2(3)：119-12 3.3孙伟.特高含水期油田开发评价体系及方法研究 D.东营：中国石油大学（华东），2 0 0 6.4王家禄，刘玉章，陈茂谦，等.低渗透油藏裂缝动态渗吸机理实验研究 J.石油勘探与开发,2 0 0 9,3 6(1)：8 6-9 0.5吴应川，张惠芳，代华.利用渗吸法提高低渗油藏采收率技术 J.断块油气田,2 0 0 9,16(2):8 0-8 2.6油田区块整体堵水调剖技术论文集编委会.油田区块整体堵水调剖技术论文集 M.北京：石油工业出版社，19 9 4.7王元基.改善水驱提高采收率技术文集 M.北京：石油工业出版社,2 0 11.8刘一江,王香增.化学调剖堵水技术 M.北京：石油工业出版社,19 9 9.9刘显太.胜利油区水平井开发技术 J.油气地质与采收率，2002,9(4):45-47.141.4中部41 5002.0002.0004 000补能液量/m3