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【摘要】低渗砂岩油藏具有结构复杂、流体物性分布不均等特点，注水开发成效低，难以实现稳产。本文结合实例，对低渗砂岩油藏控水稳油技术应用以及效果进行具体分析，为同类油藏采用该技术提供了参考。
【关键词】低渗砂岩油藏 控水稳油 效果评价
1 前言
由于受断层、底层与背斜不整合等复杂地质条件影响，低渗砂岩油藏储层多样且构造复杂，油层面分布差异明显，流体物性分布不均情况严重，导致注水开发效果不佳，高低渗透层矛盾突出。通过打加密井、完善井网压裂油井、改善剖面、水井攻欠增注、油井释封合采和卡封换层、加强注采管理等控水稳油技术，能够改善注水开发效果，提高低渗砂岩油藏石油采收率，实现稳产。
2 结合具体实例分析
某油田为典型低渗砂岩油藏，分为4个砂层组25个时间单元，其主要数据如下：地质储量3985×10t，油层埋深1550m，含油面积36km2，储层厚度0.5m-15m，孔隙度21%-29%，泥质含量8.3%-18.7%，渗透率40×10-173×10 μm。原油密度0.886 -0.969g/cm ，地面原油粘度为20 -5604mpa.s，目前，全油田开井157口，日产油能力532t/d，综合含水65.1%，累采油1499.7×10 t，采出程度20.46%，采油速度0.42%，含水上升速度为1.2%。该油田存在的相关问题为：油层层数多且单薄，油层面分布差异明显，流体物性分布不均情况严重。层之间二、三层相较其他层物性好，且连通性与砂体发育程度最好；同一层内下部渗透率要低于上部，突进系数>2.4。原油物性的平面与垂向分布不均，且随深度变化而变化。这些问题导致了在注水开发过程中，平面、层内以及层间三方面相互矛盾：暴性水淹与不受效区域同时存在；高、低渗透层注水效果差距明显，高渗透层注水效果显著，含水上升快，低渗透层则注水无效；水驱效果不佳，效率不高，进而影响到采收率。
3 控水稳油技术应用及效果分析
结合该油田实际存在的问题及矛盾，制定出一套具有针对性的控水稳油技术，通过增加波及体积与水驱面积，合理调整水驱方向，改善水驱效果，提高油层动用程度，挖掘层间层内潜力，最终达到提高采收率的目的。
3.1 加打密井
注水不受效是低渗透储层的主要特点，为加速油层受效，可对网稀疏油区进行加打密井处理。该油田结合储量动用、油水井等状况对井网进行加密与完善更新处理，截至2000年投产使用15口新井，井网井距为300m，缩减了一倍。初期新井日产液1290t/ d，日产油106t/d，但由于储层渗透低，注水开发效果不佳，一段时间后产量下滑严重，目前日产液仅为92t/d，日产油61t/d。
3.2 完善井网
该油田停注水井较多，恢复正常注水难度大，造成动态井网不够完善。根据此种情况，可结合现代工艺技术实施油井转注，采用小套管技术使套破水井能够恢复注水，提高水驱储量控制程度[1]。与此同时，开展油井扶停工作，做好井网完善工作。该油田在具体分析了停注水井的情况后，对4口井实施油井转注，并采用新技术对7口井进行恢复停注井作业，取得了明显成效。受效井增加了14口，油田注采率提高了2%。其中5口井增油效果显著，日增产能达到7t。
3.3 压裂油井
可在剩余原油丰富且网井完善但产能不高区域进行油井压裂，以解决初期压裂裂缝闭合、多次修井作业后近井地带污染和长时间注水作业等导致的水驱效果不佳情况，压裂作业能够使油流阻力减小，渗透面积增加，最终使采收率得到提高。该油井实施压裂作业后，油井产能得到有效提高：2000进行3井次压裂作业，初期日增产能10t，年累增油1670t；2001年增加1井次，初期日增产能11t/d，年累增油350t/d。由于隔层单薄油层进行压裂时容易压穿水层造成油井含水量升高，因此选井时需进行具体分析。
3.4 改善剖面
可采用水井调剖与施油井堵水等方案改善油井产液与水井吸水两个剖面，改善水驱效果，解决注水突进、剩余油挖潜难度大等问题，提高了非均质引起的低渗透层的动用程度，保证了产量的稳定[2]。自2000年起，该油田在非均质严重区域实施油井堵水1井次，水井调剖9井次，。油井动层增加了10%以上，未动层也相应减少了10%以上，区域综合含水下降11个百分点。年累增油1350t。相较油井堵水和水井调剖效果两种堵调技术，后者效果明显好于前者，部分油井堵水效果不佳，主要原因为：
（1）油井来水方向多变，且水量变动幅度大，压力难以调节，在高含水量区域无法使用堵剂。
（2）油气水因长期注水开发产生位移，导致分布变化，无法对剩余油进行正确定位。从该油田的剖面以及油层剩余量分析，油层物性差以及非均质严重、高部位微构造、中部厚层区域的剩余油分布仍比较丰富。将水井调剖、油井堵水等堵调技术有机结合实施，是下一步挖潜的主要手段。
3.5 水井攻欠增注
水井欠注一直是低滲透油藏常见问题，直接影响到注水效果，通过实施加大分层测调力度、地面上增压泵、酸化解堵等措施，能够有效提高驱水效果。该油井针对部分水井因油层渗透低造成的注水不受效情况，对2口水井进行酸化、4口进行地面增压，实施后6口井均能正常注水，日增水量360耐，对应油井见效5口，日增产能5t，累增油量790t/d。3.6 油井释封合采和卡封换层
地下油气层会因长期注水开发产生位移现象，可通过两个剖面对长期分层开采的井进行精细分析，重新认识长期封卡的高含量水层，实施实施释封合采、换层生产等措施，可达到增油效果，提高采收率[3]。该油田于2001年对21口井实施释封合采与卡封换层措施后，单晶日增油量5.3t，年累增油量9000t。增油效果显著。在实施释封合采的基础上采用抽稠泵的采油技术能够进一步提高增油量。
3.7 注采调配
进行合理的注采调配，控制注水量以及油井含水量上升速度。该油田实施的注水调配方案为：不断变化注水方向、注水量以及采油量，使高低油层之间以及同油层高低渗透部位间形成波动差，提高毛细管吸收率，提高注入系数和水波，从而控制油井含水上升速度[4]。该油田十分重视注采调配的实施，2001年累计使用次数为36井次，日增油48t，年累增油4900t/d，控水稳油效果十分显著。
4 结束语
通过控水稳油技术在该油层应用后，注水开发效果显著，增油量明显提高，证明该技术适用于低渗砂岩油层的开发，可对其他同类油田进行推广。由于各油田具体层间存在明显差异，在使用控水稳油技术前，应通过碳氧比测井、硼中子测井等测试技术了解油层具体情况，探测剩余油方位，找准挖潜方向，从而提高实施效率[5]。还应根据具体地址条件以及油田实际存在问题，因地制宜，对注水工艺的流程、配套设施等进行调整改进，最终提高采收率。
参考文献
[1] 郭欢迎李素芹，李红，赵琳，赵矿英，杨玉涛.卫4块开发后期改善开发效果的做法[J].内蒙古石油化工，2011，11（09）：145-152
[2] 张雁，王贺军，赵明.榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布[J].科学技术与工程，2011，23（11）：65-72
[3] 田曙光.细分流动单元技术在油藏“三高”开发后期的应用[J].内蒙古石油化工， 2011（05）
【关键词】低渗砂岩油藏 控水稳油 效果评价
1 前言
由于受断层、底层与背斜不整合等复杂地质条件影响，低渗砂岩油藏储层多样且构造复杂，油层面分布差异明显，流体物性分布不均情况严重，导致注水开发效果不佳，高低渗透层矛盾突出。通过打加密井、完善井网压裂油井、改善剖面、水井攻欠增注、油井释封合采和卡封换层、加强注采管理等控水稳油技术，能够改善注水开发效果，提高低渗砂岩油藏石油采收率，实现稳产。
2 结合具体实例分析
某油田为典型低渗砂岩油藏，分为4个砂层组25个时间单元，其主要数据如下：地质储量3985×10t，油层埋深1550m，含油面积36km2，储层厚度0.5m-15m，孔隙度21%-29%，泥质含量8.3%-18.7%，渗透率40×10-173×10 μm。原油密度0.886 -0.969g/cm ，地面原油粘度为20 -5604mpa.s，目前，全油田开井157口，日产油能力532t/d，综合含水65.1%，累采油1499.7×10 t，采出程度20.46%，采油速度0.42%，含水上升速度为1.2%。该油田存在的相关问题为：油层层数多且单薄，油层面分布差异明显，流体物性分布不均情况严重。层之间二、三层相较其他层物性好，且连通性与砂体发育程度最好；同一层内下部渗透率要低于上部，突进系数>2.4。原油物性的平面与垂向分布不均，且随深度变化而变化。这些问题导致了在注水开发过程中，平面、层内以及层间三方面相互矛盾：暴性水淹与不受效区域同时存在；高、低渗透层注水效果差距明显，高渗透层注水效果显著，含水上升快，低渗透层则注水无效；水驱效果不佳，效率不高，进而影响到采收率。
3 控水稳油技术应用及效果分析
结合该油田实际存在的问题及矛盾，制定出一套具有针对性的控水稳油技术，通过增加波及体积与水驱面积，合理调整水驱方向，改善水驱效果，提高油层动用程度，挖掘层间层内潜力，最终达到提高采收率的目的。
3.1 加打密井
注水不受效是低渗透储层的主要特点，为加速油层受效，可对网稀疏油区进行加打密井处理。该油田结合储量动用、油水井等状况对井网进行加密与完善更新处理，截至2000年投产使用15口新井，井网井距为300m，缩减了一倍。初期新井日产液1290t/ d，日产油106t/d，但由于储层渗透低，注水开发效果不佳，一段时间后产量下滑严重，目前日产液仅为92t/d，日产油61t/d。
3.2 完善井网
该油田停注水井较多，恢复正常注水难度大，造成动态井网不够完善。根据此种情况，可结合现代工艺技术实施油井转注，采用小套管技术使套破水井能够恢复注水，提高水驱储量控制程度[1]。与此同时，开展油井扶停工作，做好井网完善工作。该油田在具体分析了停注水井的情况后，对4口井实施油井转注，并采用新技术对7口井进行恢复停注井作业，取得了明显成效。受效井增加了14口，油田注采率提高了2%。其中5口井增油效果显著，日增产能达到7t。
3.3 压裂油井
可在剩余原油丰富且网井完善但产能不高区域进行油井压裂，以解决初期压裂裂缝闭合、多次修井作业后近井地带污染和长时间注水作业等导致的水驱效果不佳情况，压裂作业能够使油流阻力减小，渗透面积增加，最终使采收率得到提高。该油井实施压裂作业后，油井产能得到有效提高：2000进行3井次压裂作业，初期日增产能10t，年累增油1670t；2001年增加1井次，初期日增产能11t/d，年累增油350t/d。由于隔层单薄油层进行压裂时容易压穿水层造成油井含水量升高，因此选井时需进行具体分析。
3.4 改善剖面
可采用水井调剖与施油井堵水等方案改善油井产液与水井吸水两个剖面，改善水驱效果，解决注水突进、剩余油挖潜难度大等问题，提高了非均质引起的低渗透层的动用程度，保证了产量的稳定[2]。自2000年起，该油田在非均质严重区域实施油井堵水1井次，水井调剖9井次，。油井动层增加了10%以上，未动层也相应减少了10%以上，区域综合含水下降11个百分点。年累增油1350t。相较油井堵水和水井调剖效果两种堵调技术，后者效果明显好于前者，部分油井堵水效果不佳，主要原因为：
（1）油井来水方向多变，且水量变动幅度大，压力难以调节，在高含水量区域无法使用堵剂。
（2）油气水因长期注水开发产生位移，导致分布变化，无法对剩余油进行正确定位。从该油田的剖面以及油层剩余量分析，油层物性差以及非均质严重、高部位微构造、中部厚层区域的剩余油分布仍比较丰富。将水井调剖、油井堵水等堵调技术有机结合实施，是下一步挖潜的主要手段。
3.5 水井攻欠增注
水井欠注一直是低滲透油藏常见问题，直接影响到注水效果，通过实施加大分层测调力度、地面上增压泵、酸化解堵等措施，能够有效提高驱水效果。该油井针对部分水井因油层渗透低造成的注水不受效情况，对2口水井进行酸化、4口进行地面增压，实施后6口井均能正常注水，日增水量360耐，对应油井见效5口，日增产能5t，累增油量790t/d。3.6 油井释封合采和卡封换层
地下油气层会因长期注水开发产生位移现象，可通过两个剖面对长期分层开采的井进行精细分析，重新认识长期封卡的高含量水层，实施实施释封合采、换层生产等措施，可达到增油效果，提高采收率[3]。该油田于2001年对21口井实施释封合采与卡封换层措施后，单晶日增油量5.3t，年累增油量9000t。增油效果显著。在实施释封合采的基础上采用抽稠泵的采油技术能够进一步提高增油量。
3.7 注采调配
进行合理的注采调配，控制注水量以及油井含水量上升速度。该油田实施的注水调配方案为：不断变化注水方向、注水量以及采油量，使高低油层之间以及同油层高低渗透部位间形成波动差，提高毛细管吸收率，提高注入系数和水波，从而控制油井含水上升速度[4]。该油田十分重视注采调配的实施，2001年累计使用次数为36井次，日增油48t，年累增油4900t/d，控水稳油效果十分显著。
4 结束语
通过控水稳油技术在该油层应用后，注水开发效果显著，增油量明显提高，证明该技术适用于低渗砂岩油层的开发，可对其他同类油田进行推广。由于各油田具体层间存在明显差异，在使用控水稳油技术前，应通过碳氧比测井、硼中子测井等测试技术了解油层具体情况，探测剩余油方位，找准挖潜方向，从而提高实施效率[5]。还应根据具体地址条件以及油田实际存在问题，因地制宜，对注水工艺的流程、配套设施等进行调整改进，最终提高采收率。
参考文献
[1] 郭欢迎李素芹，李红，赵琳，赵矿英，杨玉涛.卫4块开发后期改善开发效果的做法[J].内蒙古石油化工，2011，11（09）：145-152
[2] 张雁，王贺军，赵明.榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布[J].科学技术与工程，2011，23（11）：65-72
[3] 田曙光.细分流动单元技术在油藏“三高”开发后期的应用[J].内蒙古石油化工， 2011（05）