胡尖山油田胡154 区块提高单井产量措施效果评价

陈世栋，惠 芳，卢丽娟，杨 堃，陈 博

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

胡154 区块于2008 年开始大规模滚动开发，井网形式为520×130 m 菱形反九点井网，动用含油面积65.5 km2，动用地质储量3 113×104t。该区长4+5 层根据k5 标志层可分为长4+51、长4+52层，k5 标志层全区定，表现为高电阻，低感应，大井径，尖刀状高声波时差，高自然伽玛。长4+52层可细分为长4+、长4+、长4+三个小层，均有含油砂体，隔夹层发育相对稳定。长4+5 平均地层厚度100～110 m。其中长4+51层平均地层厚度为50 m，长4+层23 m，长4+层16 m，长4+层17 m。该区长4+5 顶面构造整体呈现出东高西低的特点，与区域上西倾单斜的构造背景相符，且各小层的顶面构造具有很强的继承性。由于差异压实作用，区块多处可见东西向或近东西向的鼻状隆起构造带。油藏属湖泊相三角洲沉积体系，主要储集砂体为水下分流河道。该区长4+5 油层具有孔隙度小、渗透率低、储层物性差的特点（平均视渗透率1.1 mD，视孔隙度11.0 %，电阻率18.4 Ω·m）。层间发育钙质夹层和隔层，非均质性比较强。长4+5 油层为弱亲油性油层，无因次吸水量为0.14 %，无因次吸油量为2.86 %。

1 区块开发现状

目前该区块共有油井总数552 口，油井开井481口，日产油水平780 t，平均单井产能1.70 t/d，综合含水41.9 %，动液面1 776 m，采油速度：0.95 %，采出程度：3.01 %；该区块共有注水井总数186 口，注水井开井179 口，日注水平4 560 m3，单井日注25 m3，月注采比：2.99，累注采比：2.10，存水率：0.866。

1.1 地层能量状况

2012 年该区测压66 口，地层压力15.1 MPa，保持水平97.4 %。2013 年测压17 口中：6 口井异常低压；8口同井压力12.1→12.2 MPa，其中4 口井压力上升，4口井下降。

1.2 水驱状况

从剖面上水驱控制程度93.9 %，2013 年测试17口注水井吸水剖面，水驱储量动用程度为73.6 %。但测试的32 个层段中有5 个层段不吸水。平面上该区整体水驱均匀，油井存在多方向见水。 通过注水调整可以判断出4 条NE85°、3 条NE50°两种优势见水方向。

1.3 见效状况

通过精细分层注水、精细注水调整等一系列工作的开展，该区油井见效明显，目前共有见效井426 口，见效比77.7 %。其中2011-2013 年新增152 口。统计该区71 口见水井，平均见水周期616 天，见水周期较长，反应该区整体水驱效果较好；但油井见水后产能损失严重。从分布区域来看，整体分布较分散，但边部、东南部分布较集中（见表1）。

表1 胡154 区块油井见效情况统计表

2 近年改造工艺及措施效果分析

胡154 区块近年来以精细分层注水为中心，重点开展油井措施提高单井产量，改善致密油藏开发效果。近年来通过应用多种酸化、压裂工艺技术，提高单井产量，改善区块整体开发效果，同时也为提高致密油藏开发效益，通过优化施工参数，进行缝内转向压裂、混合水压裂等扩大缝网体积试验，取得了一定的成绩。

2.1 近三年酸化类工艺应用效果及评价

胡154 区块酸化类改造工艺近三年整体来看，增油效果稳定，但措施后含水上升幅度较大，2011 年平均单井含水上升超过20 %，单井提液能力不足，严重影响了低含水采油期，对整体区块开发不利，近三年该区块整体酸化类增产技术应用比例逐年下降（见表2）。

2.2 近三年重复压裂应用效果及评价

鉴于酸化类措施不能有效的疏通地层，提高单井产量，控制含水上升，措施方向逐步转向压裂类技术工艺，胡154 区块由于油层埋深大，储层致密，重复压裂技术不能有效延伸扩展原有裂缝，实施措施后提液能力较其他油藏仍显不足，含水控制较稳定，平均单井累计增油200 t，投入产出比1:1.1，经济效益偏低。针对特殊的地层结构，常规的压裂技术已不能满足要求，寻求新的技术体系近一步提高改造效果（见表3）。

2.3 近三年前置酸压裂应用效果及评价

通过认识该区块地质特征，结合施工加砂量及井筒结垢情况，选用了前置酸压裂工艺体系，该技术体系能对地层预处理，提高后续压裂效果，并且具备一定的破胶性，提高措施后破胶返排，显著提高措施后日产液量，平均单井日增油大于1.1 t，措施效果明显提高，今年该技术作为一种成熟工艺在该区域推广应用（见表4）。

表2 近三年胡154 区块酸化类效果对比表

表3 近三年胡154 区块重复压裂效果对比表

表4 近三年胡154 区块前置酸压裂效果对比表

2.4 暂堵转向压裂应用效果及评价

针对该区块多方向见水，油井受效无规律的现状，压裂选井难度大，为有效扩大储层泄油面积，提高单井产量，2013 年在该区块实施了暂堵转向压裂技术，该技术主要是增加油层高渗带流动阻力，先向地层内挤注暂堵剂，对高渗带进行封堵，使后续的压裂能量能够在低渗含油区改造形成新的裂缝，提高低渗区的泄油面积，同时避免沟通主向方向的注水井，提高单井产能（见图1）。

图1 暂堵转向压裂原理示意图

实施7 口，措施后含水由39.6 %下降到30.8 %，日产液量由0.96 上升到5.16 m3，平均单井日增油1.5 t，平均单井累计增油323 t，措施效果效益较常规压裂措施显著，下步可扩大范围应用（见表5）。

表5 胡154 区块暂堵转向压裂效果对比表

2.5 混合水压裂应用效果及评价

胡154 区块大部分开发单元（西北部、东南部除外），油层物性相对较好，油层厚度，岩石脆性高，无明显底水，地层压力保持水平较高，为最大限度提高储层动用程度，获得最大单井产能，引入“体积压裂”理念，即采用大排量（大于6 m3/min）、大液量（大于400 m3）、低砂比（20 %）的混合水压裂方式，迫使储层岩石破碎，形成立体式缝网系统，扩大了储层泄油面积，最大限度提高超低渗致密油藏储层的动用程度，达到提高单产的目的，同时结合应用分层压裂、暂堵转向等配套技术，提高混合水压裂技术在不同区块不同油藏的工艺适应性（见图2）。

2013 年在该区域实施了15 口，单井日产液由1.74 上升到8.53 m3，含水由23.1 %上升到31 %，平均单井日增油3.0 t，平均单井累计增油457.2 t，是常规措施的4.3 倍，提单产效果显著（见表6，图3）。

图2 混合水压裂“立体改造”示意图

表6 胡154 区块混合水压裂效果对比表

图3 措施施工参数与措施产液量散点图

从措施效果与措施施工参数绘制散点图可以看出，随着措施排量的增加，措施后产液量整体呈现缓慢上升趋势，但增长趋势缓慢，表明措施排量结合油井具体情况控制在6～8 m3；伴随着入地液量的增加，改造体积逐步增大，但措施后日产液量呈现缓慢下降趋势，建议措施入地液应控制在400 m3附近；随着加砂强度的逐步增大，日产液量增长趋势明显，建议在砂比适宜的范围内，尽量提高加砂强度，提高措施后产液量。

为进一步评价体积压裂效果，加强裂缝形态认识，指导后期措施选井和参数优化，优选3 口井开展了井下微地震测试和DSI 测试。通过人工裂缝监测得出混合水压裂能够形成复杂的缝网系统，裂缝延伸高度40 m、裂缝长度300 m，裂缝延伸方位较为理想，有效的扩大泄油面积。但安162-30 和安154-50 开采层位相同，相距仅4.1 km，人工裂缝方位相差较大，说明长期注水开发改变了胡154 区最大主应力方向，致使人工裂缝方位更为复杂，下步仍需扩大监测范围，加强认识。

3 结论

（1）由于暂堵转向压裂开启了新缝而不是对原有裂缝的再充填和延伸，不同程度地改变了油层渗流驱替规律，增加了新的泄油面积，提高储层动用程度，取得了较好的压裂增产效果。

（2）胡154 区块通过近几年分层精细注水，地层能量得到补充，地层压力保持水平较高，在该区试验的混合水体积压裂提高单产效果显著，工艺适应性强，找到了致密油开发的金钥匙，下步将扩大应用范围，大力推广暂堵转向+混合水压裂技术。

（3）为提高体积压裂技术适应性，完善应用分层压裂工艺、支撑剂防回流工艺等配套技术，建议延用大排量（6～8 m3/min）、大液量（400 m3）、低砂比（20 %）的施工参数，在后续不断施工过程中继续总结，强化认识，不断优化。

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