[摘 要]莫北油田位于准噶尔盆地腹部莫北鼻状凸起之上，共包含10个油藏（其中8个注水油藏，2个天然能量开发油藏），均为深层、低渗（特低渗）砂岩油藏。油藏单井初期平均产能10t/d，但油藏递减较大（平均20%以上）。递减较大的原因主要为油井见水后液量大幅下降，含水快速上升，且缺乏有效的治理手段。分析认为部分油藏储层敏感性强，注水开发过程中存在储层伤害现象，局部地层憋压严重，油藏表现出注得进﹑采不出的特征。实施的提液措施手段主要为酸化和压裂，措施效果差异大。
[关键词]莫北低渗透 地层憋压 储层伤害 措施提液
中图分类号：S673 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）06-0118-01
1.油田基本情况
莫北油气田位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠腹地，距石西油田南约20km处，行政隶属昌吉回族自治州。工区地表为未固定～半固定沙丘，地面海拔380～450m。
莫北油田所辖各个油藏均为低孔特低渗油藏，储层为中等偏强盐度敏感性、中等偏强水敏、强酸度敏感和弱速度敏感性。因此，在注水开发初期时，需严格控制注入水水质以及注入水矿化度，避免对储层造成较大的伤害。其中莫116和莫109两个油藏注水开发过程持续进行添加粘土稳定剂进行储层保护，但油藏仍表现出注得﹑进采不出的现象，油井见水后产液能力大幅下降，地层压力不断上升，油井采出程度较低，措施提液增油效果差異大。
2.开发存在问题
2.1 地层憋压、油井见水后产液能力大幅下降
莫116井区﹑莫109井区部分油井见水后产液能力大幅下降，地层压力逐年上升，产液量得不到有效恢复，部分油井地层压力已超过原始地层压力。
2.2 措施提液增油效果差异较大，措施参数待优化
针对地层高压区域采取压裂﹑酸化进行措施提液，提液效果显著，但增油效果差异较大。措施见水后，来水方向不明确，措施参数有待进一步优化。
3、关键技术研究
低渗透油藏注水开发过程中，随着注水时间的增加，常出现注水量降低﹑注入压力升高的现象，而采油井注水见效不明显。其主要原因为：注水水中所含的悬浮固体微粒堵塞油层通道；注入水与地层不配伍，混合时产生沉淀结垢，因此有必要研究莫北低渗透油藏（莫109和莫116井区）注得进﹑采不出现象的主要影响因素，分析油层堵塞的机理，并对措施解堵效果进行综合分析，优化措施参数。
3.1 油藏压力特征全分析
（1）地层压力升：莫109井区三工河组油藏油井见水后，产液量大幅下降，含水快速上升。历年地层压力测试显示油藏压力逐年上升，油藏原始地层压力41.8MPa，目前地层压力39.2MPa，压力保持程度91.4%左右，压力保持程度较高。
（2）流压降﹑生产压力进一步增大：莫109井区目前地层平均流压24.6MPa，生产压差13.6MPa。目前莫109井区抽油机井泵效约在15%-25%左右，泵效较低，主要原因为油井供液能力差，沉没度较低。利用油藏工程法计算油藏最低生产合理流压，计算结果表明目前油藏地层流压偏低，导致举升液柱高度偏低，抽油机泵效降低，产液下降。
（1）泵充满系数与沉没度关系式：
（2）合理泵口压力：
（3）最小合理流压：
式中：
G——原始气油比，m3/t；rL——混合液相对密度，g/cm3；
ΔL——沉没度，m；R——溶解系数；
Lm——油层中深，m；Lp——泵挂深度，m；
3.2 储层伤害机理研究
（1）储层强水敏：莫北油田存在着中等偏强到强水敏性，水敏发生的临界浓度较高，分布范围为6000mg/L～15000mg/L，平均12000mg/L，为了减少地层伤害，就需要注入高矿化度的盐水。目前莫北油田注入水矿化度约3000-4000mg/L，注入水矿化度偏低，即便再持续添加粘土稳定剂进行储层保护，渗透率损失率亦接近20%。
（2）碳酸钙结垢严重：在地层压力、温度及盐度合适的条件下，一些矿物（如CaSO4、CaCO3）溶解于水中而达到最大浓度。当水通过地层并随同油气进入井筒中，由于温度和压力的下降，使其中所含的溶解固体的平衡条件发生变化，水溶解矿物的能力下降，形成过饱和现象，导致沉淀而产生水垢。莫北油田油水井结垢组分分析表明储层结垢现象严重，采出水中钙离子浓度降低，主要为碳酸钙沉淀析出所致。
（3）速敏：莫北油田储层存在弱到中等偏弱的速敏，储层渗透率越大，越容易发生速敏，薄高渗层速敏性强，渗透率损失率50%以上。
3.3 措施效果差异性分析
近年莫北油田主要的储层解堵措施为压裂和酸化，措施提液效果均较好，但增油效果差异较大。
（1）酸化：统计分析莫北油田8口油井酸化解堵措施井，措施后平均日增液16.8t，日增油1.1t，含水上升80%左右。酸化措施井施工井段每米加酸量约0.3m3-0.8m3之间，措施后均表现为高液量﹑高含水特征，措施后采出水型由地层水到注入水过渡，分析认为早期酸化沟通底水导致高液量高含水，后期注入水影响亦较大。
（2）压裂：统计分析莫北油田13口油井压裂措施井，措施后平均日增液8.3t，日增油4.3t，含水上升40%左右。措施井施工井段每米加砂量约0.8m3-2.3m3之间，措施后均表现为液量升﹑中-高含水特征，措施后采出水型由地层水到注入水过渡，后期注入水影响较大。
4、结论
1）莫北低渗透-特低渗透油藏注水开发过程中易发生储层伤害（敏感性），且高温高压条件下，油井压降明显区域，极易出现碳酸钙沉积结垢现象，堵塞渗流通道。
2）油藏渗流通道受阻，地层压力传导不畅，导致井底流压偏低，液柱举升高度低，抽油机泵效降低，产液量降低。
3）酸化和压裂压裂措施效果差异大，酸化后高液量﹑高含水主要原因为沟通底水所致；压裂措施差异亦较大，主要影响因素为措施井段下部有无泥岩隔挡﹑有无边底水﹑措施前油井是否见水﹑见水的主要方向以及每米加砂量等。
参考文献
[1] 霍进等，石南21井区低渗透油藏开采技术研究，内部资料，2009.
[2] 祝宏平等，石西油田油井防腐阻垢工艺研究与应用，内部资料，2015.
[3] 高树生等，莫116井区侏罗系三工河组油藏储层渗流机理研究，内部资料，2011.
作者简介
侯思伟（1986-），男，汉族，河南商丘人，毕业于西安石油大学资源勘查工程专业，工程师，现主要从事油气藏开发管理工作。
