低水油藏开发中措施效果浅析

王晓婷 ,杨永康

摘  要：经过近两年注水开发，三叠系油藏地层能量保持水平已逐步提高，在开发过程中，开始逐步出现堵塞特征，近年开展酸化提液措施，本文主要通过措施效果进行分析研究，逐步摸索出适合三叠系油藏措施的方法，为后期油田稳产提供依据。

关键词：注水开发；油井堵塞；能量状况；措施效果；

一、油田概况

1.1地质概况

姬塬油田区域构造位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，平均坡降6m/km～7m/km。该区构造主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3km～5km。黄39区块其中长8油层组可细分为长81、长82，长9油层组可细分为长91、长92，黄39井区主要含油层位为三叠系延长组长81、长82、长91。长91以水下分流河道沉积的细砂岩为主要储集层，砂体全区发育，连成一片，黄39井区砂体总体展布呈西北～东南向，有东西两支砂体，局部呈条带状。纵向上，长91单砂体厚5m～10m，叠加厚度5m～40m。

1.2岩性特征

长91油层为三角洲平原分流河道沉积，砂体发育稳定且面积广，储层物性好，局部富集，油藏埋深2840m，井均钻遇砂体厚度22.1m，有效厚度8.6m。储层岩石碎屑成份以长石

为主，石英次之，充填物主要有网状粘土浊沸石、硅质、铁方解石，储层孔隙组合类型以粒间孔、溶孔～粒间孔为主其次为溶孔以及极少量的晶间孔，平均孔隙度12.20％，渗透率为

1.3储层物性

油藏控制因素较复杂，属于受岩性和构造双重控制油藏，具有明显的边、底水，原始气油比较高，为80.8m3/t，天然能量以弹性水压驱动、弹性溶解气驱动为主。 地面原油性质好，具有三低特征，即：低密度、低粘度、低凝固点。地层原油粘度1.517mPa•s，地层原油密度0.7384g/cm3，油层温度89.66℃，油层压力20.40MPa，饱和压力8.99MPa。

二、选井依据及措施效果评价

2.1长9油藏措施选井依据

2.1.1良好的储层物性

姬塬油田长9油藏为典型的岩性及构造-岩性油藏，构造呈现“北高南低，东高西低”特征，东北部隔夹层较厚，西南部与底水直接接触；油藏整体物性较差，渗透率低，有效厚度小，KH值低，但较长81、长82好，油藏平均有效厚度13.4m，孔隙度12.0%，渗透率1.6×10-3μm2；

2.1.2较高的压力保持水平

长9油藏原始地层压力23.1Mpa，规模开发后能量保持水平迅速下降，通过后期注水开发及不断优化注水政策，近三年地层压力水平逐年上升，测试9口井，平均压力19.0Mpa，压力水平已恢复至原始地层压力的82.0%，地层能量基础已经具备。

2.1.3明显的堵塞特征

长9油藏通过后期完善注采井网，不断优化注水开发政策，油井已逐步开始见效，在生产过程中，部分油井呈现注水长期不见效及产量突降，对比储层物性与周围邻井差别不大，但开发情况差别明显的，长9油藏堵塞特征主要呈现两种方式：

①、油井注水见效后产量突降，含水持续上升

堵塞机理：油井见效后，随着注水开发时间的延长，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，含水上升

②、油井无明显见效过程，含水缓慢上升

堵塞机理：油层与底水直接接触，生产过程中随地层能量逐步下降，液量逐渐下降，近井地带油水两相渗透率发生变化，从而造成近井地带堵塞，油井采液、采油指数下降，底水上锥导致含水上升。

2.2.2措施成功井经验分析

措施成功井6口，主要分布在油藏中东部、油藏北部，油藏与底水监存在2-5m不等隔夹层，措施方式多样，主要采用土酸酸化、多氢酸酸化及负压返排酸化，地层压力保持水平较高，根据油层有效厚度酸量控制在6-30m3不等，施工排量控制在300-510L/min之间。

三、取得的认识

1、三叠系长9油藏投产两年后，对于注水长期不见效，动态堵塞特征明显井，已经具备措施提液的时机；

2、酸化提液必须具备两个条件，一是油层物性保证（8m以上油层），二是油井压力保证（压力保持水平大于80%，提液效果明显）；

3、部分与底水直接接触井含水上升，是由于地层堵塞造成局部低压，底水上升引起的，实施酸化措施引效时，若地层能量不足，措施后排液容易引起油藏底水上锥，导致油井措施后高含水，难以恢复。