深层低渗透油藏大幅提高水驱采收率开发实践

江 燕

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江433123）

1 油藏地质概况

王场油田位于江汉盆地潜江凹陷北部，是我国内陆古盐湖沉积条件下形成的一个多砂层构造整装油田。其构造形态为一不对称高角度长轴背斜，纵向上含油层系多，其中潜43油组为纵向上埋藏最深的大面积分布的低渗透岩性油藏，油藏埋深2 000～3 500m，构造两翼低部位有边水，边水供给有限，主要为弹性驱动。纵向上可分为潜个含油小层，单层平均有效厚度为3m左右，含油面积26.80km2，地质储量1 018.54×104t，2014年底标定采收率44.05% ，可采储量448.68×104t。

王场油田潜43油组的其它主要地质特征参数见下表1。

表1 王场油田潜43油组地质特征参数表

2 提高采收率开发实践

通过不断深化地质认识，依托工艺技术进步，坚持精细调整与合理注水，王场油田潜43油组在二次上产稳产阶段对原来难动用或无法动用的储量实施有效动用，并以10×104t以上的年产油水平，1% 以上的采油速度持续稳产了9年，实现了低渗透油藏的高效开发。

2.1 结合油藏特点，发展配套工艺，实现规模开发

针对王场潜43低渗透油藏，所采用的工艺技术主要包括压裂改造工艺技术、高压注水工艺技术、深抽配套工艺技术。

2.1.1 改进压裂工艺，有效提高单井产能

针对油藏低孔低渗特点，提高了压裂参数与压裂规模，油层每米加砂强度由原来的0.7～1m3／m增大至3～5m3／m，砂比也由15% ～20% 增加至25% ～35%，单井次加砂量由5m3增加到10～25m3；对微裂缝发育油层采用了增加施工排量和加细粉砂或油溶性树脂等降滤措施，施工排量由2.0～2.5m3／min有效增加至3.5～5.0m3／min。同时，为了保证施工后效果的长效性，采用陶粒支撑剂提高了裂缝强度，对于裂缝宽度难以压开的井层改用小粒径陶粒，并结合平面上、纵向上的油水关系，模拟裂缝长度，尽量扩大规模，压裂裂缝长度增大到150m左右，充分提高了油井的渗流能力，有效地提高了低渗透油藏的单井产能。王场油田潜43油组依靠大型压裂改造措施，实施滚动开发，逐步完善注采井网，实现了油藏全面规模开发，共实施油井压裂150井次，其中压裂投产123口井，平均单井日产油9.0t；另外，对老井实施压裂27井次，压裂后油井的日产油能力为压裂前的1.7～3倍，取得了较好的开发效果。

2.1.2 推广高压注水工艺，实现有效注水开发

低渗透储层注水井启动压力高，渗流能力差，注水井周围极易形成高压区，致使注水压力迅速上升，造成水注不进，油采不出。结合油藏特点，推广运用高压注水工艺，通过单井加装增压泵或超高压注水泵、换高压注水井口、注水井下保护套管封隔器等措施，在不超过破裂压力的情况下，最高单井注水压力达到49MPa。注水压力大于25MPa的高压注水井占注水井开井数的66% ，平均单井日注水30m3，实现了注水井的有效注水。区块年注采比逐步提高，由1998年的0.77上升至1.45，累积注采比增加了0.06，有效恢复了地层能量，地层压力由18.19MPa上升至23.06MPa，水驱动用程度达到87.5% ，绝大多数油井见到了注水效果。

2.1.3 发展深抽配套工艺，释放油井正常产能

“九五”以前，王场油田潜43油组油井平均泵挂深度只能下至1 200m左右。由于生产压差不足，部分油井只能间开生产，油井正常生产能力未得到有效挖掘与释放。“九五”以后，江汉油区油井深抽配套工艺技术得到了长足进步，地面抽汲设备CYJ10型向CYJ12型和CYJ14型、皮带机转变，抽油杆由原先的D级杆向玻璃钢杆和H级高强度杆升级，单井最大下泵深度可达到3 000m左右，为地层能量保持较低的深井低渗透油藏的开发提供了契机。根据王场油田潜43油组的油层特征，计算合理的生产压差为18.2MPa，沉没度保持在300～500m左右较为合适，最大下泵深度初期可达2 800m，随着油井的见效见水，泵挂深度可适度上提。深抽配套技术的应用，使得原来因渗透率较差、埋藏较深，注水开发难度大，长期以来储量动用较差的王广区实现了有效动用与高效注水开发，区块日产油由原来的8.6t最高上升至200t。目前王场油田潜43油组油井的平均泵深为2 592m。

2.2 深化地质认识，细化层间调整，改善层间矛盾

2.2.1 精细地质研究，实施细分层开发

王场油田潜43油组主要发育三期砂体，分3个含油小层，砂层展布各不相同，不同区域的主力层也各不相同。纵向多层迭合含油的面积较大，地质储量占总储量的37.6% 。王场油田潜43油组原来一直是以油组为单元，一套层系进行开发，一次稳产阶段注水开发区中主力层已水淹严重。为此，后期调整的重点是针对不同迭合含油区域的非主力层或未出力层进行细分调整，如王12井区的潜层、王56井区的潜层、广6井区的潜层等，实现了分层井网的逐步控制与优化完善。

另外，通过沉积微相与小层精细对比研究，发现王场油田潜43油组虽然油层较薄，纵向上的部分含油小层仍可进一步细分，如潜层可进一步细分为潜Ⅰ和潜Ⅱ2个小层。2个小层平面展布有所不同，大部分区域纵向上不迭合，潜主要分布在广华油田，含油面积较小，在王场油田广泛分布的为潜Ⅱ小层，并未钻遇油水边界及岩性边界，其低部位与西区～王广结合部之间有进一步重新认识与评价的潜力。通过逐步评价与滚动完善，潜Ⅱ小层的低部位与西区～王广结合部已成功实现了单层有效开发，共钻新井25口，其中油井18口，水井7口，平均单井日产能力10t。

2.2.2 实施水平井挖潜，改善开发效果

王场油田潜43油组层间差异较大，层间渗透级差达3.2，小层间隔层较薄与隔层平均厚度为4.5m，的隔层的平均厚度为7.6m。由于对3 000m左右的深井，薄隔层难以实现分层开采与分层措施，长期以来采取的是一套层系进行开发，更加剧了层间矛盾。

自2007年以来，运用水平井技术，通过增加油层泄油面积，不需要压裂油井即可获得自然产能，实现了层间难动用储量的有效动用。如广6井区的广平8井，在实际油层厚度只有2m的潜层水平段穿越270m，获得了日产油7t的自然产能，并持续稳产2年6个月，累积产油8 808t。近年针对潜层先后投产9口水平井，累积产油4.15×104t。

2.3 强化注水工作，精细合理注水，提高水驱效果

2.3.1 实施同步注水，提高单井产能

王场油田潜43油组天然能量不足，单储压降达到4.25MPa。为保持油井有较高的稳定产量，最根本的方法就是立足于早注水，保持地层具有较高的压力水平。为此，井网完善过程中做到注水井与采油井同步进行，从而有效提高了单井产能，实现了井区的持续高产与稳产。重启动用的王广区新增油水井数基本上按照2∶1比例增长，注采同步实现了区块以2% 左右的高采油速度持续稳产了8年。

2.3.2 及时跟踪与调整，不断完善注采井网

王场油田潜43油组含油面积较大，井网调整与优化是一个逐步深化认识与跟踪完善的过程。在对原来基本未动用的王广区，以及动用程度不高、井网控制程度较低的东区东部与北部、西区东部、王广与西区结合部等区域进行井网部署时，根据数值模拟方案优选，主要采取反九点法与反七点法进行整体井网部署，井距一般为300m左右。井区之间的结合部以及老区周边主要是结合现有井网，按不规则井网进行调整与完善。井网调整完善的原则：一是在原有注采系统的基础上进一步完善注采关系；二是增加注入水侧向驱油面积；三是力求油井多向受效，同时避免注采井距过小，以防止油井快速水淹。

经过逐步调整完善，目前王场油田潜43油组按不规则面积注采井网进行注水开发，平均井距270m，平均注采井距400m，注采井数比为1∶1.43，注采对应率为92.3% ，其中又以双向以上注采对应为主，达55.1% ，注采井网较为完善。

2.3.3 摸索合理的注水方式，提高水驱效率

为有效缓解注采矛盾，提高水驱波及体积，改善水驱效果，运用水动力学理论先后对26个井组开展了周期注水、脉冲注水、换向注水等灵活多样的注水方式，动态调水的频次也越来越密，由原来的12次／年上升至65次／年。通过摸索发现，注水量调整必须以产量为中心，以保持注采平衡为前提。王场油田潜43油组油层较薄，当注水强度保持在8～10m3／d·m左右，注采比保持在1.0－1.2左右注水调整效果较好。现场实践也表明，由于王场油田潜43油组采取面积注水方式，单井组注水调整效果不理想，且低渗储层单井注水量不高，周期注水难以实现注采平衡。为此，逐步摸索出适合油藏特点的短周期（5－7天）、井组间同步强弱脉冲注水方式，一方面起到了较好的稳油控水效果，另一方面有效提升了井组的最终采收率，目前已水淹的广11－3井组采收率达52.3% 。

3 开发效果评价

王场油田潜43低渗透油藏自1998年开始，通过精细综合调整，水驱效果明显变好，标定采收率提高了10.65个百分点，实现了低渗透油藏的高效注水开发（表2）。

表2 王场油田潜43油组调整前后水驱指标变化对比表

4 结论与建议

1）结合油藏特点，不断完善和发展配套工艺技术是低渗透油藏有效开发的关键。

2）深入开展油藏综合地质研究，动静态紧密结合，实施精细注水开发与调整，是低渗透非均质油藏提高采收率的重要途径与方向。

3）自2008年开始，随着含水的不断上升，王场油田潜43产量出现下滑，建议深化剩余油研究，开展井网重组试验，寻求高含水阶段进一步提高采收率的有效手段。

［1］汤春云.高温高盐高含水油藏提高水驱采收率配套技术［J］.石油天然气学报（长江大学学报），2006，28（03）：91－94.

［2］李道品.低渗透油田高效开发［M］.北京：石油工业出版社，2002.