姬塬油田長9 油藏酸化提液技術研究

楊永康，王曉婷，田發金，李本剛，王 新，趙宏達

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

姬塬油田區域構造位于陜北斜坡中段西部，構造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構造平均坡度小于1°，平均坡降6～7 m/km。該區構造主要為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一系列由東向西傾沒的低幅鼻狀隆起，鼻狀隆起軸線近于東西向，寬度近3～5 km。黃39區塊其中長8 油層組可細分為長81、長82，長9 油層組可細分為長91、長92，黃39 井區主要含油層位為三疊系延長組長81、長82、長91。長91以水下分流河道沉積的細砂巖為主要儲集層，砂體全區發育，連成一片，黃39 井區砂體總體展布呈西北～東南向，有東西兩支砂體，局部呈條帶狀?？v向上，長91單砂體厚5～10 m，疊加厚度5～40 m。

長91油層為三角洲平原分流河道沉積，砂體發育穩定且面積廣，儲層物性好，局部富集，油藏埋深2 840 m，井均鉆遇砂體厚度22.1 m，有效厚度8.6 m。儲層巖石碎屑成份以長石為主，石英次之，充填物主要有網狀粘土濁沸石、硅質、鐵方解石，儲層孔隙組合類型以粒間孔、溶孔～粒間孔為主其次為溶孔以及極少量的晶間孔，平均孔隙度12.20 %，滲透率為8.38 mD，屬特低滲透油層。

1 選井依據及措施效果評價

1.1 長9 油藏措施選井依據

1.1.1 良好的儲層物性 姬塬油田長9 油藏為典型的巖性及構造-巖性油藏，整體構造呈現“北高南低，東高西低”特征，東北部隔夾層較厚，西南部與底水直接接觸；油藏整體物性較差，滲透率低，有效厚度小，KH 值低，但較長81、長82好，油藏平均有效厚度13.4 m，孔隙度12.0 %，滲透率1.6×10-3μm2（見圖1）。

圖1 長81、長82、長91 儲層物性對比圖

1.1.2 較高的壓力保持水平 2013 年長9 油藏原始地層壓力23.1 MPa，規模開發后能量保持水平迅速下降，通過后期注水開發及不斷優化注水技術，近三年地層壓力保持水平逐年上升，2013 年測試9 口井，平均壓力19.0 MPa，壓力保持水平已恢復至原始地層壓力的82.0 %，尤其初期注水的部位，地層能量基礎已經具備（見圖2）。

圖2 長9 油藏歷年壓力保持水平柱狀圖

1.1.3 明顯的堵塞特征 長9 油藏通過后期完善注采井網，不斷優化注水開發技術，油井已逐步開始見效，在生產過程中，部分油井呈現注水長期不見效及產量突降，對比儲層物性與周圍鄰井差別不大，但開發情況差別明顯的，2013 年優先選擇實施酸化提液；本區長9油藏堵塞特征主要呈現兩種方式。

1.1.3.1 油井注水見效后產量突降，含水持續上升堵塞機理：油井見效后，隨著注水開發時間的延長，近井地帶油水兩相滲透率發生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數下降，含水上升（見圖3）。

圖3 長9 油藏堵塞機理示意圖Ⅰ

1.1.3.2 油井無明顯見效過程，含水緩慢上升 堵塞機理：油層與底水直接接觸，生產過程中隨地層能量逐步下降，液量逐漸下降，近井地帶油水兩相滲透率發生變化，從而造成近井地帶堵塞，油井采液、采油指數下降，底水上錐導致含水上升（見圖4）。

圖4 長9 油藏堵塞機理示意圖Ⅱ

1.1.4 油井見效比例低，需要措施引效 長9 油藏注水開發后，油藏整體緩慢見效，但見效程度較低，平面上分布不均衡。一類見效井僅占23 %，不見效井占43 %，為均衡平面采液，有必要實施措施引效。

1.2 關鍵技術

1.2.1 確定了底水油藏隔夾層對措施效果影響 結合2013 年長9 油藏措施井油水接觸類型，分析隔夾層與油井措施后含水上升幅度關系看出，隔夾層厚度大，措施后含水上升幅度低，解堵效果越好隔夾層厚度大的油井，酸化后有效提高了油相滲透率，含水保持穩定或下降；與底水直接接觸的油井，措施后強抽排液可導致局部底層能量下降，底水上錐。

1.2.2 確定了地層能量與措施效果關系 通過油井酸化提液措施后日增油、含水上升幅度、液量上升幅度與地層壓力保持水平散點圖可以看出，壓力保持水平在大于75 %時，油井措施效果顯著（見圖5）。

圖5 長9 油藏酸化措施壓力保持水平與措施效果關系散點圖

1.2.3 確定了合理施工參數 通過施工參數與措施效果三點關系圖中可以看出，酸化增油效果較好的油井酸液用量控制在12～15 m3，措施施工排量控制在450～510 L/min（見圖6）。

1.3 長9 油藏酸化提液效果評價

1.3.1 措施有效率高，提液效果明顯 全年共計實施酸化8 井次，其中黃219 長9 油藏土酸酸化4 井次、負壓返排酸化2 井次；黃39 長9 油藏多氫酸酸化2 井次，措施后日增油15.66 t，累計增油2 070 t（見圖7）。

圖6 長9 油藏酸化措施施工與措施效果關系散點圖

1.3.2 有效降低油藏綜合遞減 2013 年黃219 長9油藏兩項遞減均呈現逐步下降趨勢，油藏開發形勢變好，對比年初，油藏自然遞減下降21.6 %，綜合遞減下降28.3 %，措施降低指標6.7 %（見圖8）。

1.4 經濟效益評價

表1 成本計算表

投入產出比計算：λ=V/Cf；V=ΔQo×（Mo-Cd），投入產出比：20.4。

經濟效益計算：E=V-Cf-Cd×ΔQ，預測取得的經濟效益：800.15 萬元。

2 取得的認識

（1）長9 油藏投產兩年后，對于注水長期不見效，動態堵塞特征明顯井，已經具備措施提液的時機。

（2）酸化提液必須具備兩個條件，一是油層物性保證（8 m 以上油層），二是油井壓力保證（壓力保持水平大于75 %，提液效果明顯）。

（3）部分與底水直接接觸井含水上升，是由于地層堵塞造成局部低壓，底水上升引起的，實施酸化措施引效時，若地層能量不足，措施后排液容易引起油藏底水進一步上錐，導致油井措施后高含水。

（4）長9 油藏地層能量有保證，且隔夾層厚度較大的油井措施后體液效果顯著，且措施后含水上升幅度小，措施有效率高。