西峰油田长8油藏采收率提高与应用
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摘要：通过对西峰油田储层物性及低渗透油层中控制渗流主要因素的研究，结合油田开发中出现的主要问题，分析研究目前开采方式的合理性，并提出提高原油采收率的合理方法。
关键词：西峰油田 储层物性 低渗透 采收率
西峰油田处于伊陕斜坡的西南部，是三叠系延长组含油层组发育区。延长组下部大型生烃坳陷是西峰油田三角洲油藏形成的物质基础，相带变化是形成圈闭的重要条件，三角洲砂体发育区是油气富集的主要场所，深水期沉积泥岩可作为良好的盖层等等，共同构成了西峰油田基本的成藏地质条件。
一、油藏地质特征
1、非均质性特征
2、储层敏感性
储层敏感性分析结果表明，长81储层属改善-弱酸敏、弱-无速敏、中等-中偏弱水敏、弱-中等偏弱盐敏；长82储层属弱酸敏、弱速敏、弱-中等水敏、中等盐敏。
3、微裂缝发育
根据西峰油田岩芯、CT分析及吸水指示曲线观察，长8发育天然裂缝，方向约北东750，主要有垂直缝和水平缝。垂直缝，多数为一条缝，缝长30～100cm，开启缝宽0.3～1.0mm。水平缝多为成岩缝，呈组合出现，砂层厚度一般为5～10cm，缝长小于1cm，开启缝宽0.3～0.6mm，裂缝密度0.2-2条/cm。也有0.1～0.5%的微裂缝，一般发育在长石和岩屑颗粒上，也见顺颗粒边缘在杂基充填物中的裂隙。
二、低渗透油层渗流控制因素
1、多孔介质影响：由于低渗透油层的孔喉变化频繁、孔喉比大，使贾敏效应更为显著。喉道细，毛细管力急剧增大，当驱动压力不足以抵消毛细管力时，油流出现严重卡断现象，这种流动形态的变化将导致渗流阻力的增大和驱油效率的降低。在多孔介质中，岩石表面吸附有一层其化学性质有别于原油相性质的边界层，边界层具有较高的极限剪切应力，需要较大的驱动压力梯度才能流动而被采出。
2、原油性质影响：长8地面原油性质较好，具有低比重、低粘度、低凝固点、低沥青含量的特点。地层原油粘度小1.0-2.15mP・s，饱和压力8.66-13.02MPa，
3、流动条件影响：存在启动压力梯度，呈“非达西”渗流特征，当储层渗透率降低到一定程度后，其渗流特征就不符合达西规律，即驱动压力梯度小时，液体不能流动，只有当压力梯度达到一定值后，液体才开始流动，这时的驱动压力梯度叫启动压力梯度。
三、油藏开发中存在的主要问题
1、水驱动用程度降低，水驱效果变差
由于储集层的润湿性为中性弱亲油且具中等偏弱水敏的特性，注入水与地层水的配伍性差导致注入水进入地层后持续产生水敏、结垢等现象，使油层渗透率不断下降，油层的吸水量和吸水强度也不断下降。
2013年西峰油田白马南区测试吸水剖面46口，平均有效厚度14.7m，平均吸水厚度8.3m，水驱动用程度58.9%，较2012年相比水驱动用程度下降7.9%，平均吸水厚度由10.51m降至8.99m。
2、单井产能低、递减快
由于存在启动梯度压力，油井投产初期地层压力下降至一定程度后产液量会大幅度下降。能量补充不足，造成地层压力保持水平低，单井产量降低。由于长8地层物性差异较大，裂缝、微裂缝发育，造成主侧向地层压力差距较大。主向井见水主要为对应水井注水推进，特别是油井水淹后，注入水沿主向单向推进，加剧平面矛盾，注水能量对侧向井补充不足，造成侧向井压力不断降低。2013年白马南区主向井压力保持水平为108.3%，而侧向井压力保持水平仅为77.8%。
3、主向井见水、含水二次上升，单井产能降低
白马南区主向井与裂缝发育方向一致，并且发育主裂缝、微裂缝，注入水不受物性控制，水线推进快，使得主向含水上升幅度大，并且注入水单向突进造成对侧向井能量补充不足，使侧向井产量下降。
2013年白马南区主向井见水井31口，其中9口井位于油藏边部，见效程度低，平均日产油量仅有0.5t，合计含水上升28井次，日损失产能18.6t。
四、提高长8油藏采收率方法
1、裂缝方位与井网布置及调整
（1）水淹井转注：针对开发初期井排距过大，主向见水-水淹快，对主向水淹井转注，实现排状注水，有效的缩短井距，提高水驱动用程度。转注水淹井13口，转注2年内递减趋于缓慢，2年后递减加大。局部区域转注后，水线完全沟通，排状注水区域内侧向井递减得到有效的延缓。
（2）井网加密调整：针对主向井裂缝性水淹造成储量失控的现象，在见水方向明确的区域，避开裂缝进行加密调整，恢复控制储量，提高最终采收率。以270m×110m矩形井网部署加密调整油井4口，平均钻遇油层12.6m，致密油层3.5m，与周围油井厚度相当，平均日产纯油25.3t，皆比邻井试油产量高。
2、超前注水
西峰油田自投产以来，在产建区进行超前注水试验121口井，在注水3个月后，油井陆续投产时水井累计注水量达2500m3以上，超前注水期达3-9个月。与同步注水区块相比，超前注水区块投产初日产油水平4.1t，比同步注水高0.9t，投产后第10个月，单井日油水平为2.1t，而同步注水单井水平为1.6t。但是由于主向裂缝发育的特征，造成新投井中由于超前注水导致见水井24口，而同步注水为15口。可以看出，虽然超前注水能有效建立压力驱替系统，提高单井产能，但也会出现加剧沿主向裂缝的水窜现象。
3、周期注水
周期注水是利用周期性提高和降低注水量的办法使得油层内部产生不稳定的压力降，流体在不同渗透率小层之间的不稳定交渗流动，用核磁共振成像技术对周期注水进行测定，可知不论是亲水还是亲油的非均质模型进行周期注水都是有效的。
白马南区西58区块由于地层物性较好，投产生产9年以来，部分井组综合含水已高达40%，周边油井含水高于50%，对高含水井组实施周期注水，提高注水波及系数，能有效的提高最终采收率。
4、减小注水对油层的损害
注入水与储层配伍性研究结果表明，白马区南部注洛河水时，由于洛河水的矿化度比白马区南部地层水矿化度低，洛河水与地层水的不配伍，导致白马区南部注水产生渗透率下降。因此，为防止注入水对油层的损害，油田注水时应在注入水中加入粘土稳定剂和阻垢剂，同时还要严格控制注入水的质量，减小注入水中的固相颗粒含量和粒径以及控制细菌的含量。
五、结论
1、对水线已沟通的主裂缝发育区域，通过转注高含水井实施排状注水，并加强注水，在见水方向明确的区域，避开裂缝进行加密调整，根据加密井递减情况，及时调整对应注水井注水强度，能有效的提高最终采收率。
2、在因注入水推进高含水而低产能的区域进行周期注水，后期超前注水以低注水速度、强度，延长超前注水时间的方式进行，同时还要减小注入水中的固相颗粒含量和粒径以及控制细菌的含量，防止注入水对油层的损害，建立有效的压力驱替系统，挖潜剩余油，减缓油田产量递减。
参考文献
1、吴崇筠，薛叔浩等，中国含油气盆地沉积学。石油工业出版社，1992
2、罗英俊，油田开发生产中的保护油层技术.北京：石油工业出版社，1996.6.
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