岳文成，張 鵬，沈煥文，劉 安，王 鵬，蔡 濤，陳弓啟，楊 敏

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

吳C 區(qū)長7 油藏位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡西南部,長7 油層組為鄂爾多斯三疊紀(jì)湖盆發(fā)育鼎盛期的沉積物，主要沉積相類型為三角洲相和湖泊相沉積，以三角洲前緣亞相水下分流河道微相為主，受沉積初期古地貌及沉積成巖差異壓實(shí)作用影響，發(fā)育近東西向不規(guī)則鼻狀隆起[1]。油藏儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、天然裂縫發(fā)育，屬于典型的“ 三低”油藏，油藏埋深2 100 m，有效厚度10.4 m，平均滲透率0.18 mD，平均孔隙度9.4 %，為典型的難動(dòng)用儲(chǔ)層。儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，面孔率低（見表1）。

該區(qū)塊2013 年開始水平井開發(fā)試驗(yàn)，試驗(yàn)初期井網(wǎng)采用“ 七點(diǎn)法”，水平井水平段走向與主應(yīng)力方位垂直，長度：700 m～1 050 m，平均950 m，水平井間距：450 m～700 m，水平井改造方式采用水力噴砂環(huán)空加砂分段多簇壓裂，開始每段2 簇，每井7～13 段，發(fā)展到每段3～4 簇，每井5～8 段；由于天然裂縫發(fā)育，人工裂縫與天然裂縫溝通造成注水開發(fā)后水平井含水不斷上升，后期開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整為準(zhǔn)天然能量開發(fā)，局部采用“ 五點(diǎn)法”井網(wǎng)，壓裂改造方式發(fā)展為水平井泵送速鉆橋塞體積壓裂，每段3～4 簇，每井7～11 段。

目前該區(qū)塊水平井開井44 口，單井產(chǎn)量2.2 t/d，綜合含水47.6 %，定向井開井11 口，單井產(chǎn)能0.5 t/d，綜合含水13.9 %，采油速度0.25 %，采出程度1.25 %，注水井開井6 口，單井日注15 m3，注水方式均為周期注水，整體開發(fā)水平較低。

1 吳C 區(qū)開發(fā)難點(diǎn)

1.1 天然裂縫發(fā)育，井間干擾大，初期遞減大

從野外露頭、巖心剖面、側(cè)向測(cè)井資料、鑄體薄片等宏觀及微觀資料表明長7 致密油儲(chǔ)層高角度天然裂縫較為發(fā)育，油藏裂縫走向以北東-南西向?yàn)橹?，主要?yōu)勢(shì)方位為70°～85°與105°方向。

表1 吳C 區(qū)長7 油藏儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

由于天然裂縫發(fā)育，水平井壓裂過程中[2，3]，人造裂縫與天然裂縫溝通，壓裂液沿裂縫突進(jìn)，造成鄰近采油井含水上升速度快，且產(chǎn)能難恢復(fù)或恢復(fù)期較長。

1.2 井網(wǎng)適配性差，注水開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)大，驅(qū)替系統(tǒng)難以建立

由于天然裂縫發(fā)育、后期改造強(qiáng)度大，注入水沿裂縫高滲帶竄入油井，油井見水后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)為液量、液面及含水大幅度上升，日產(chǎn)油下降；對(duì)應(yīng)注水井停注驗(yàn)證后含水下降迅速。

2 提高開發(fā)水平主要做法

2.1 開展長短周期注水試驗(yàn)

周期注水機(jī)理： 周期注水也稱間隙注水或不穩(wěn)定注水，是周期性的改變注水量和注水壓力，在油層中形成不穩(wěn)定壓力狀態(tài)，引起不同滲透層間或裂縫間流體相互交換，有效解決非常規(guī)注水對(duì)高含水期開發(fā)的需求，從而提高水驅(qū)油采收率。

周期注水驅(qū)油過程： 當(dāng)注水量增加，高滲層升壓快，在壓差的作用下，部分流體由高滲層流入低滲層段；當(dāng)注水井停注，高滲層降壓快，在反向壓差的作用下，部分流體從低滲層流回高滲層被采出[4]。

2.1.1 注水周期的確定

式中：T-周期，d；L-注水井到生產(chǎn)井的平均距離，m；C-綜合壓縮系數(shù)；K-滲透率，mD；φ-孔隙度，%；μ-黏度，mPa·s。

周期延續(xù)時(shí)間反映了注水量的波動(dòng)頻率。若以某一交滲流量值作為關(guān)井時(shí)間下限，以生產(chǎn)井某一含水率值作為關(guān)井時(shí)間上限，在中高含水期開展的周期注水，其合理周期延續(xù)時(shí)間應(yīng)該是逐漸縮短的。因當(dāng)高滲層含水達(dá)到一定程度后，生產(chǎn)井很快見水，再注水高滲層波及程度不再增加，這時(shí)高低滲層的交滲流動(dòng)面積達(dá)到最大值，之后這一面積將隨著低滲層注水波及程度的增加而減小，結(jié)合公式計(jì)算，該區(qū)注水周期暫定為90 d。

2.1.2 注水量的確定

式中：B-注水量波動(dòng)幅度；q1-加強(qiáng)注水時(shí)的注水量，m3/d；q2-控制注水時(shí)的注水量，m3/d；q-常規(guī)注水時(shí)的注水量，m3/d。

借鑒其他油田周期注水經(jīng)驗(yàn)，最好使注水量的波動(dòng)幅度值保持1，即在增大注水量的半個(gè)周期內(nèi)，將注水量增大一倍，降低注水量半個(gè)周期內(nèi)停注。根據(jù)目前該區(qū)平均日注20 m3，代入公式得出，q1為40 m3，考慮實(shí)際生產(chǎn)情況，要求q1為30 m3，q2為0 m3。

2.1.3 試驗(yàn)過程及試驗(yàn)效果 在前期試注過程當(dāng)中，仍表現(xiàn)出油井動(dòng)態(tài)響應(yīng)劇烈的情況，注水井注水30 m3，開注3 d 后，油井含水上升至100 %，后停注，4 d～5 d后含水下降，在經(jīng)過1 個(gè)月左右的從注7 停7，注5 停5，注3 停3 等方式摸索，后對(duì)動(dòng)態(tài)響應(yīng)劇烈的北部區(qū)域定為注3 停3 的注水方式，對(duì)注水動(dòng)態(tài)響應(yīng)不太劇烈的部位定為注1 月停半月的注水方式（見圖1）。

2.2 開展長短周期吞吐試驗(yàn)

注水吞吐試驗(yàn)是在同一口井進(jìn)行注水、采油的開發(fā)方式，它利用油層的親水性，在毛管力吸水排油的作用下，注入水進(jìn)入并駐留在低滲孔道，將原油排到高滲區(qū)。裂縫越發(fā)育，油水接觸面積越大，越有利于基質(zhì)與裂縫間流體的置換滲吸，滲吸采收率越高，注水吞吐效果越好。

2.2.1 長周期吞吐試驗(yàn)

選井原則：（1）油層穩(wěn)定、含油性好；（2）壓裂改造效果好，初期單井產(chǎn)量高；（3）目前動(dòng)液面低、液量低，液量出現(xiàn)大幅遞減，表現(xiàn)出明顯的能量不足的特征；（4）試驗(yàn)井盡量連片；（5）鉆井、試油工程質(zhì)量好，鉆井過程中未出現(xiàn)溢流、井漏等現(xiàn)象。

圖1 吳C 區(qū)長7 油藏周期注水參數(shù)設(shè)計(jì)圖

2.2.1.1 累計(jì)注水量的確定 根據(jù)前期研究結(jié)果，隨著累計(jì)注水量的增加，壓力保持水平增加，試驗(yàn)井階段累計(jì)產(chǎn)油量先增加后減小，認(rèn)為當(dāng)注水期末壓力保持水平為100 %時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油量最高，開發(fā)效果最好。因此，設(shè)計(jì)注水期末合理壓力保持水平為100 %。前期試驗(yàn)結(jié)果表明鄰井見效或者見水比例高，考慮鄰井液量較低，也需要補(bǔ)充能量。設(shè)計(jì)吳平462-11、吳平463-10井注水波及面積為單井控制面積的1.2 倍，對(duì)應(yīng)單井累計(jì)注水量為4 620 m3和5 490 m3。

2.2.1.2 單井日注的確定 前期注水吞吐試驗(yàn)顯示，為避免注入水?dāng)U大天然裂縫，結(jié)合安平19 和安平21井注水動(dòng)態(tài)特征，單段日注水量應(yīng)為10 m3～20 m3。設(shè)計(jì)吳平462-11、吳平463-10 井單段日注水量10 m3，單井日注水量為80 m3，分別注水58 d 和69 d。

由于體積壓裂形成的縫網(wǎng)較復(fù)雜，注水過程中注入水易突破至鄰井，使得波及體積增大，為保證地層壓力達(dá)到設(shè)計(jì)要求，根據(jù)周圍鄰井見水情況適當(dāng)延長注水時(shí)間，增加注水量計(jì)算如下：

增加注水量=（設(shè)計(jì)累計(jì)注水量-已注入水量）×見水井?dāng)?shù)×0.5。

2.2.1.3 燜井時(shí)間的確定 長7 致密油室內(nèi)長巖心試驗(yàn)表明，隨著燜井時(shí)間的增加，注水吞吐最終采收率呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢(shì)，當(dāng)燜井時(shí)間為120 min 時(shí)，最終采收率最高。出現(xiàn)此類規(guī)律是由于燜井時(shí)間過短，滲吸置換作用不完全，而燜井時(shí)間過長，壓力波傳播到較遠(yuǎn)的地方，導(dǎo)致生產(chǎn)壓差下降，采收率降低。

根據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)巖心長度及現(xiàn)場實(shí)際井距的大小，等比例折算可得到各吞吐井的最優(yōu)燜井時(shí)間：吳平462-11、吳平463-10 井最優(yōu)燜井時(shí)間分別為62 d、67 d。注水過程中密切關(guān)注鄰井吳平462-10、吳平462-12、吳平463-9、吳平463-11 井產(chǎn)量、含水、含鹽、動(dòng)液面變化，如見水，即刻關(guān)井，待試驗(yàn)井燜井20 d 后開井恢復(fù)生產(chǎn)。

2.2.1.4 試驗(yàn)過程及效果 根據(jù)以上選井原則并結(jié)合本次吞吐試驗(yàn)內(nèi)容及吳C 區(qū)水平井生產(chǎn)實(shí)際，優(yōu)選吳平463-10、吳平462-11 井開展第一輪注水吞吐試驗(yàn)。

準(zhǔn)備階段（2016.8.3-2016.9.4）：在準(zhǔn)備階段，對(duì)吳平463-10 井實(shí)施沖砂洗井，并井下關(guān)井測(cè)壓，測(cè)得壓力6.79 MPa；

注入階段（2016.9.4-2016.11.13）： 注入階段配注80 m3/d，累計(jì)注入天數(shù)58 d，累計(jì)注入量5 550 m3，在注入過程中，該井油套壓持續(xù)上升，最高點(diǎn)油套壓為10.2/9.8 MPa，周圍油井動(dòng)態(tài)基本保持平穩(wěn)；

燜井階段（2016.11.14-2017.1.13）：燜井階段共持續(xù)58 d，在燜井過程中測(cè)得地層壓力11.68 MPa，油套壓持續(xù)下降，燜井階段后期，下降至0.2/0.1 MPa，周圍油井無明顯動(dòng)態(tài)反應(yīng)；

采出階段（2017.1.13-目前）：該井開抽初期，液量達(dá)到20 m3/d，含水100 %，并持續(xù)20 d 左右，之后含水下降，液量下降，2017 年2 月4 日見油，與該井吞吐試驗(yàn)之前相比，日產(chǎn)液量由3.06 m3上升到10.39 m3再下降到8.23 m3，含水由17.4 %上升到50.2 %再下降到34.9%，日產(chǎn)油量由2.15 t 上升到4.40 t 再上升到4.55 t，液面較開抽初期相比下降明顯由224 m 下降到802 m再下降到1 203 m。

吳平463-10 井自2016 年8 月開始實(shí)施吞吐試驗(yàn)（見圖2），經(jīng)過準(zhǔn)備階段，注入階段，燜井階段共計(jì)186 d，損失油量401 t，開井后累計(jì)凈增油478 t（遞減法計(jì)算并扣除停井損失油量），在2018 年8 月底失效，有效期595 d。

2.3 開展短周期吞吐試驗(yàn)

針對(duì)氣體影響嚴(yán)重，間歇性出液情況，2018 年1月以來共嘗試開展了47 井次灌水試驗(yàn)，每次套管灌清水130 m3左右，燜井1 d 左右，灌水后功圖充滿程度變好，通過對(duì)比大部分油井灌水后第2 d 開始見油，第3 d 含水降至正常，液量第13 d～15 d 降至灌水前水平，單井累計(jì)恢復(fù)產(chǎn)能10 t～15 t。

圖2 吳C 區(qū)吳平463-10 井吞吐試驗(yàn)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）C 區(qū)塊大部分區(qū)域?yàn)闇?zhǔn)自然能量開發(fā)，油井自然遞減較大，開發(fā)主要方向?yàn)樘崮芰?，保液量，周期注水和吞吐注水試?yàn)?zāi)苡行嵘貙幽芰浚档妥匀贿f減。

（2）嘗試新工藝，新方式實(shí)施吞吐注水試驗(yàn)，針對(duì)不同區(qū)域油井實(shí)行差異化措施治理，改善籠統(tǒng)吞吐試驗(yàn)有可能從高滲孔段注入的弊端，同時(shí)加入表面活性劑、驅(qū)油劑等驅(qū)替剩余油，保障吞吐試驗(yàn)效果，并開展多輪次吞吐試驗(yàn)。

（3）短周期灌水吞吐試驗(yàn)在現(xiàn)場具有很強(qiáng)的實(shí)用性，應(yīng)繼續(xù)開展措施方式、參數(shù)等方面的研究，形成技術(shù)體系，大力推廣。