底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究

底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究
摘要：张渠二区为典型的底水油藏，经过14年注水开发，已进入”双高”开发阶段，面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾，通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施，总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策，为同类油藏提高采收率提供经验支撑。

关键词：化学堵水堵水调剖压裂引效
张渠二区1998年注水开发，开采长213层，构造总体为一平缓西倾单斜，在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，长213砂体呈北东-南西向带状分布，东西两侧迅速减薄，油水分异不明显，为典型的构造－岩性边、底水油藏。

油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡，受构造影响，渗透率降低，底水不发育；在中西部、南部构造变低，底水发育。

一、油藏开发特征
1.采出程度增大，含水持续上升
张渠二区一直保持高效开发，已累计产油260万吨，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度86.9%，综合含水74.6%，油藏已进入“双高”开发阶段，随采出程度增大，含水持续上升，平均以0.2%/月的速度递增，开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响，地下水驱规律复杂，前期依靠注水调整控水达不到预期效果。

2.油水渗流通道沟通，水驱效率差
该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2，油层渗透性好。

经过14年注水，目前平均注水井口压力7.8mpa，但中部区域有12口井注水压力≤3.5mpa（监测显示套管完好无损），注水井低压易造成油水井渗流通道沟通，采出水量增多，油藏存水率下降（2009年为0.5703，目前为0.5454），水驱油效率变差。

3.地层堵塞，油井产能下降
张渠二区中东边部底水不发育，随采出时间延长，地层堵塞，油井产能下降。

前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口，措施后含水大幅上升，增产幅度小，常规工艺手段治理堵塞井效果较差。

二、提高采收率对策研究
1.实施化学堵水，实现控水稳油
针对油井含水上升问题，通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致。

对这类井采取化学堵水工艺措施，主要方法是利用高强度复合硅酸盐凝胶选择性特征，经油层射孔段注入高渗透出水层，进入地层后交联，在底水水锥处形成化学软隔板(人工夹层)，抑制底水产出，降低增油。

工艺参数设计：堵剂用量取决于井组控制范围内地层渗透率及裂缝、大孔道分布情况。

一般按照v=πr2hф计算（式中v—堵剂用量，m3； r—处理半径，m；h—处理层厚度，m；ф—处理层孔隙度，小数）。

表1 d11-1井化学堵水施工参数表
实施效果：2006年至目前，累计实施该项措施18井次，取得显著降水稳油效果。

其中2008-2010年共实施8口，平均含水下降10.1%，单井日增油0.85t，年累增油1713t、年累降水14245m3，实施油井连续三年保持了负递减（-0.1%、-0.2%、-0.1%），油井化学堵水成为提高张渠二区油藏采收率的重要手段。

2.实施堵水调驱，提高水驱效率
针对水驱效率差问题，2012年开展注水井堵水调驱工艺，主要方法是采用高强度凝胶和硅酸盐沉淀颗粒对大孔道、高渗层“调、堵、封”，抑制含水上升，达到降水稳油目的，共实施5个井组，效果较好。

堵剂体系：凝胶颗粒+弱凝胶+沉淀型颗粒堵剂+高强度凝胶
段塞设计：根据不同见水类型采取不同的段塞设计，一般采取多段塞设计；采用“大剂量、小排量、低压力”的“主体段塞间交替注入”的方式。

实施效果：
（1）水驱状况得到改善。

压降曲线变缓；存水率上升（0.57↑0.58）；剖面吸水厚度增加3.9m，水驱储量动用程度提高4.8%。

（2）调驱井组递减减缓。

调驱井组递减率由调前的10.2%降至
7.5%，下降了2.7%。

（3）调驱井组初期效果明显。

调驱后井组平均单井产能由4.51↑4.57t/d，综合含水由69.4%↓68.7%。

对应油井见效63.5%，单井日增油0.27t，取得较好效果。

（4）调驱有效期短。

调驱初期注水压力爬升明显，但后期压力下降较快，有效期短，如d21-4井调驱后井口压力由7.5↑10.0mpa，2个月后压力下降，目前已降至措施前水平（6.5mpa），对应7口见效井目前已有3口井失效。

分析认为：张渠长2油藏具有“渗透率高、注水强度大”特性，调驱初期水驱渗流阻力增加，注入水驱向低渗层增强；经过一段时间冲刷，封堵油井堵剂量逐渐减少，导致见效油井液量下降。

后期实施堵水调驱工艺措施时，应适当加大堵剂用量，同时采取中等排量缓慢注入，抑制底水抬升。

3.探索增产措施，提高单井产能
针对中高含水油井常规压裂后含水大幅上升问题，2011年开始在张渠开展改变相渗压裂工艺试验，工艺方法是在作业前，将改变相渗剂（rpm）注入油井，将油湿地层转变为水湿地层，减小原油向油井井底流动的阻力和界面张力，达到稳水增油目的。

改变相渗剂作用：该注剂在水中溶解后吸附在岩石表面，一方面减低吸附油膜的厚度，一方面将岩石的润湿性由亲油反转为亲水，将毛管力由阻力变为动力，增加孔道的有效流动半径，降低原油的流动阻力，最终提高水驱油效率，增加油量。

室内试验：2007年，对rpm改变相渗剂性能进行室内试验。

将
x11-1油井的一块岩芯分成2段，分别测定水饱和和油饱和时，rpm 改变相渗剂对岩芯渗透率的改变。

通过试验，证明rpm改变相渗剂能改变油水两相渗透率，具有稳水增油的功能。

表2 岩芯改变相渗试验
现场实施效果：2011-2012年进行改变相渗压裂工艺试验6口，有效5口，措施有效率83.3%，措施有效期450天，措施后整体日产液上升，含水稳定，单井日增油量达1.20t；有效井平均单井产能1.70t，效果明显。

三、开发效果评价
1.油藏开发指标变好
通过实施油井堵底水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等工艺技术，油藏综合递减率由2011年的10.9%降至9.2%，含水上升率2.7%降至2.3%，开发指标逐渐变好。

2.水驱状况变好
实施油井堵水、注水井堵水调驱工艺技术后，注入剖面吸水均匀，油井产水量减少，存水率下降趋势减缓（2011年全年存水率下降0.102，2012年存水率下降0.049），水驱状况变好，有利于提高最终采收率。

3.最终采收率提高
2012年，张渠二区油藏开发效果逐渐变好，若后期持续开展油井堵水、注水井调驱及改变相渗压裂等技术措施，预测油藏最终采收
率将达到32.4%（当含水率为95.0%），较原始采收率19.5%提高
12.9%。

四、结论
1.油井化学堵水工艺技术对降低底水油藏油井含水、提高产能效果明显，后期可作为一项成熟技术在张渠二区扩大实施；
2.注水井深部调驱是提高“双高”油藏水驱油效率、控制含水上升、提高采收率主要措施之一。

根据张渠二区高产液、高注水强度特性，后期实施该工艺时，调剖堵剂适当加大（可在原基础上增加10~20%），防止堵剂被注入水冲刷，措施失效。

3.改变相渗压裂工艺通过加入改变相渗剂改变岩石的润湿性，降低油流阻力，降低界面张力，稳水增油效果明显。

参考文献[1]马绍仁；南堡陆地浅层边底水油藏改善开发效果、提高采收率研究[j]；特种油气藏；2007.12.[2]杜立滨；边、底水驱油藏提高采收率技术；高含水期提高采收率国际会议论文集；2010.9[3]翁定为，蒋廷学，焦亚军；安塞油田改变相渗压裂液重复压裂现场先导试验；油气地质与采收率；2009.1.[4]耿师江，曾庆林；非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果[j]；大庆石油地质与开发；2001.12.作者简介：包立军（1978-）男，汉，宁夏平罗人，工程师，主要从事油田开发工作。