盤古梁侏羅系不同開發(fā)階段穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策探討

張 彬，梁高紅，蘇幽雅，張戰(zhàn)雨，吳國文，王登安

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

盤古梁侏羅系油藏在區(qū)域構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中段, 區(qū)域構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜。構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北低南高的構(gòu)造特征。主要開發(fā)層系為延9、延10 層，儲層物性相對較好，受沉積相帶控制，平面上和縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)。油藏類型屬構(gòu)造-巖性油藏，油藏邊底水不活躍，原始驅(qū)動類型為彈性驅(qū)。

1 油藏不同開發(fā)階段穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策探討

1.1 穩(wěn)產(chǎn)的影響因素

盤古梁侏羅系油藏影響穩(wěn)產(chǎn)的因素包括客觀及主觀因素，客觀方面具體表現(xiàn)為平面矛盾突出、剖面非均質(zhì)性強(qiáng)，主觀方面主要表現(xiàn)在注水時(shí)機(jī)以及開發(fā)技術(shù)欠合理等方面（見圖1）。

圖1

1.1.1 平面矛盾突出 侏羅系油藏儲層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面水驅(qū)特征復(fù)雜。如塞248 延9 油藏，平面非均質(zhì)性較差是導(dǎo)致油井含水上升的主要原因之一，且呈現(xiàn)多方向見水特征，容易造成平面水驅(qū)及平面采液不均。

1.1.2 剖面非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)儲量動用程度低 縱向上非均質(zhì)性表現(xiàn)為高低滲段交替出現(xiàn)，變化頻繁，表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性；注入水主要沿高滲段驅(qū)替，低滲段動用程度低，水驅(qū)效率差（見圖2，圖3，圖4）。

1.1.3 注水時(shí)機(jī)不合理 盤古梁侏羅系油藏自然能量開發(fā)有限，注水時(shí)機(jī)不合理導(dǎo)致地層能量損失嚴(yán)重，遞減較大。新52 及ZJ4 2005 年產(chǎn)建區(qū)注水以同步注水為主，前3 個月遞減分別為-0.68 %和12.0 %，前6 個月遞減分別為-3.68 %和13.8 %；而陜92 2010 年產(chǎn)建區(qū)及ZJ4 2004 年產(chǎn)建區(qū)注水以滯后注水為主，前3 個月遞減分別為13.28 %和7.05 %，前6 個月遞減分別24.7 %和37.4 %。注水時(shí)機(jī)的不合理直接導(dǎo)致油藏初期遞減過大，同時(shí)后期對油藏的有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)的建立增加了難度，影響油藏穩(wěn)產(chǎn)效果。

1.1.4 注開發(fā)技術(shù)不合理 塞248 延9 油藏開發(fā)技術(shù)不合理，平面采液不均，且采液強(qiáng)度偏高，4 年時(shí)間水驅(qū)前緣突破油井，兩項(xiàng)遞減逐年增大，含水上升率居高不下，5～6 年時(shí)間開發(fā)跨越中含水采油階段，未能有效延長油藏中低含水采油期。

1.2 油藏開發(fā)階段的劃分界限

侏羅系油藏原始水飽較高，投產(chǎn)初期為無水采油期，投產(chǎn)后即為中含水采油期，根據(jù)實(shí)際開發(fā)經(jīng)驗(yàn)將中含水期進(jìn)行劃分。通過油藏油水兩項(xiàng)滲透率曲線分析認(rèn)為，當(dāng)含水在50 %左右時(shí)，油相滲透率與水相滲透率基本相同，當(dāng)含水大于50 %以后，水相滲透率的上升速度遠(yuǎn)大于油相滲透率的下降速度，油水兩相總流度比下降，油藏控水穩(wěn)油的形勢將進(jìn)一步加劇，因此含水以50 %為界限將中含水期劃分中含水開發(fā)前期（20 %＜fw＜50 %）及中含水開發(fā)后期（50%≤fw＜60%）。當(dāng)含水＜20 %時(shí)，含水上升緩慢，含水20 %～60 %時(shí)，含水上升速度最快，60 %～80 %時(shí)上升趨勢有所減緩，含水＞80 %以后，含水上升變得更加平緩。不同開發(fā)階段，油藏暴露的開發(fā)矛盾不同，因此采取的開發(fā)對策也有所不同（見圖5，圖6，圖7）。

1.3 油藏不同開發(fā)階段的開發(fā)矛盾及技術(shù)對策探討

1.3.1 中含水開發(fā)前期（20 %＜fw＜50 %） 該開發(fā)階段開發(fā)矛盾一方面表現(xiàn)在油藏注采欠合理，加劇平面和剖面矛盾，油井含水上升快，低含水采油期短。通過注重初期合理的注采政策，實(shí)現(xiàn)有效延長中含水采油期。以新52 延9 油藏東部為例，油藏初期注采技術(shù)合理，中含水采油期達(dá)到11 年，這一階段地質(zhì)儲量采出程度為17.6 %，采油速度保持在1.4 %以上；另一方面以ZJ2 延9 油藏為例，油藏初期注采強(qiáng)度欠合理，ZJ2延9 采液強(qiáng)度過大，導(dǎo)致油井含水快速上升，3～4 年跨越中含水開發(fā)階段。

圖2 馮105 巖心物性夾層圖

圖3 柳15-40 縱向滲透率變化圖

圖4 柳19-31 縱向滲透率變化圖

開發(fā)矛盾第二方面表現(xiàn)在壓力保持水平過分強(qiáng)調(diào)快速恢復(fù)，導(dǎo)致有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立。通過注重有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)有序建立，為提高油藏開發(fā)水平奠定基礎(chǔ)。以陜92 延9 油藏為例，油藏初期注采強(qiáng)度平穩(wěn)，地層能量穩(wěn)步回升，7 口可對比井壓力由7.3 上升到7.8 MPa ，壓力恢復(fù)速度0.4 MPa/a，有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)得到有序建立，兩項(xiàng)遞減及含水上升率均保持為負(fù)值，夯實(shí)了油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)；另一方面以ZJ4 延9油藏為例，油藏初期受注水時(shí)機(jī)（滯后1 年）影響，泄壓嚴(yán)重，初期壓力保持水平為35.4 %，未建立有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)。投注后注采比偏大，壓力恢復(fù)速度偏快，0.74 MPa/a，壓力恢復(fù)伴隨含水上升明顯（見圖8）。

圖5 新56 區(qū)采出程度與含水圖

圖6 ZJ2 區(qū)采出程度與含水圖

圖7 ZJ4 區(qū)油水相對滲透率曲線

圖8 陜92 區(qū)含水與采出程度關(guān)系曲線

開發(fā)矛盾第三方面表現(xiàn)在注水井射開程度低，水驅(qū)動用程度低。通過避免盲目補(bǔ)孔以提高水驅(qū)動用程度，從而造成水驅(qū)效果變差。由于侏羅系油藏初期射開程度低，水驅(qū)動用程度低，受沉積韻律及重力等因素影響，補(bǔ)孔提高水驅(qū)動用容易造成吸水下移，水驅(qū)效率下降，因此需謹(jǐn)慎。

1.3.2 中含水開發(fā)后期（50 %≤fw＜60 %） 該開發(fā)階段開發(fā)矛盾一方面表現(xiàn)在油井含水上升速度加快、遞減加大。通過開展以注水及采液為主的平面注采結(jié)構(gòu)調(diào)整抑制油井含水上升速度。以塞248 延9 油藏為例，2008-2009 年水驅(qū)前緣突破油井，造成油井含水上升加快，通過精細(xì)平面注水和均衡平面采液措施，地層壓力穩(wěn)步回升且更趨均衡。

另一方面表現(xiàn)在油藏含水超過50 %時(shí)，常規(guī)注采調(diào)整措施效果不明顯。通過開展注水井的整體剖面治理為主的剖面調(diào)整，改善油藏開發(fā)形勢。盤古梁侏羅系自2008 年以來不斷強(qiáng)化注水井剖面治理，各區(qū)塊遞減及含水上升率得到明顯抑制，特別是ZJ4 延9、塞248延9、新52 延9 及盤33-21 延9 油藏效果尤為明顯。

1.3.3 高含水開發(fā)期（60 %≤fw＜90 %） 該開發(fā)階段主要矛盾表現(xiàn)在局部儲量失控，剩余油分布復(fù)雜。主要及時(shí)對策是通過加密調(diào)整及三采實(shí)驗(yàn)等方法挖潛剩余油。

加密調(diào)整：以ZJ2 延10 油藏為例，該油藏采油速度低，油藏進(jìn)入高含水開發(fā)階段，但采出程度僅6.72 %，常規(guī)治理手段十分有限。通過2010-2012 三年加密調(diào)整來看，取得了一定的效果，尤其是2010 年加密井，目前單井日產(chǎn)油仍然保持在2.0 t 左右，油藏采油速度也得到了一定的提高，由0.44 %上升到0.46 %。

三次采油：以ZJ2 延9 油藏為例，該油藏已進(jìn)入高含水開發(fā)階段。通過微生物三次采油實(shí)驗(yàn)，提高油藏最終采收率。從油藏增油角度來看取得了較為明顯的效果，同時(shí)采出程度與含水關(guān)系曲線向右偏移，總菌濃度也明顯上升，開發(fā)形式得到一定改善（見表1）。

2 結(jié)論及認(rèn)識

（1）開發(fā)初期，政策的制定和執(zhí)行是否合理是能否延長中含水前期的關(guān)鍵，是油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。

（2）處于中含水開發(fā)前期的油藏，應(yīng)注重初期的注采調(diào)控，注重有序建立驅(qū)替壓力系統(tǒng)，同時(shí)避免盲目補(bǔ)孔以提高水驅(qū)動用程度。

（3）處于中含水開發(fā)后期的油藏，開發(fā)矛盾日益凸顯，應(yīng)注重平面精細(xì)注采調(diào)控和以注水井整體剖面治理為主的剖面調(diào)整，抑制油井含水上升速度，提高一次井網(wǎng)水驅(qū)采收率。

表1 不同開發(fā)階段油藏穩(wěn)產(chǎn)潛力方向

（4）處于高含水開發(fā)期的油藏，常規(guī)注采調(diào)控效果不明顯的油藏適時(shí)開展加密調(diào)整、三次采油等試驗(yàn)，探索挖潛剩余油的有效方式。

［1］ 陳鐵龍，蒲萬芬.油田控水穩(wěn)油技術(shù)論文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［2］ 胥中義. 邊底水油藏開發(fā)中后期調(diào)整挖潛技術(shù)研究及應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2009，28（1）：76-77+80.