鐮刀灣長(zhǎng)2油藏高含水期穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策研究

柳桂永 姜宇 張倢

【摘 要】鐮刀灣長(zhǎng)2油藏1998年滾動(dòng)開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水期。論文就目前開發(fā)中存在的矛盾及問(wèn)題，通過(guò)精細(xì)注采調(diào)整、注水井剖面治理及挖潛措施等研究，為油藏持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐。

【Abstract】Chang-2 Reservoir of the Sickle Bay has been rolling developed since 1998， and at present， it has entered an extremely high water cut period. In view of the contradictions and problems in the current development， through fine injection-production adjustment， profile control of injection wells and potential tapping measures， technical support has been provided for the sustainable and stable production of reservoirs.

【關(guān)鍵詞】特高含水期；開發(fā)矛盾 ；穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策

【Keywords】ultra-high water cut stage； development contradiction； stable yield countermeasures

【中圖分類號(hào)】TE34 【文獻(xiàn)標(biāo)志碼】A 【文章編號(hào)】1673-1069（2019）03-0168-03

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

鐮刀灣區(qū)塊位于陜北斜坡中部，安塞縣境內(nèi)，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏。開發(fā)層系為長(zhǎng)2、長(zhǎng)6，其中長(zhǎng)2為主力層系，動(dòng)用含油面積17.65km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量904.65×104t，油層埋深1100～1300m，油層厚度10～20m，平均孔隙度15.7%，平均滲透率14×10-3μm2，原始地層壓力7.15MPa。平面上劃分為西部的ZJ93區(qū)塊以及東部的L2區(qū)塊。

1.1 構(gòu)造特征

長(zhǎng)2層整體表現(xiàn)為“東高，西低”的單斜構(gòu)造，地層傾角0.5°～1°；其上發(fā)育多個(gè)次一級(jí)小型鼻狀隆起構(gòu)造組合；各小層繼承性較強(qiáng)。長(zhǎng)213小層微構(gòu)造顯示局部構(gòu)造高點(diǎn)。

1.2 沉積及砂體展布特征

長(zhǎng)213沉積早期ZJ93和L2區(qū)均為河道沉積，長(zhǎng)213沉積中晚期則ZJ93區(qū)仍為河道沉積、而L2區(qū)則河道砂體沉積作用總體停止。長(zhǎng)213小層北部及東北部發(fā)育4支0.7～1.5km河道。長(zhǎng)213砂體發(fā)育、河道主體部位砂體厚達(dá)25m以上；砂體廣泛分布、連片性好，為一定規(guī)模油藏形成提供了良好的儲(chǔ)集砂體。

1.3 儲(chǔ)集層特征

1.3.1 巖性特征

長(zhǎng)213儲(chǔ)層巖性以灰綠色中、細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主。

1.3.2 儲(chǔ)集空間類型

儲(chǔ)層孔隙以粒間孔為主，其次為長(zhǎng)石溶孔。排驅(qū)壓力0.09MPa，中值半徑0.38μm，屬于大孔大喉型～中孔中喉型儲(chǔ)層。

1.3.3 儲(chǔ)層物性特征

長(zhǎng)213儲(chǔ)層孔隙度最小值8.8%，最大值21.9%，平均值為16.24%。 滲透率最小值0.13×10-3μm2，最大值95.71×10-3μm2，平均值27.29×10-3μm2，為低滲透儲(chǔ)層。

1.4 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

1.4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

ZJ93區(qū)變異系數(shù)0.52，突進(jìn)系數(shù)2.52，級(jí)差6.39。L2變異系數(shù)0.36，突進(jìn)系數(shù)2.21，級(jí)差6.15。從小層滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)及級(jí)差看，鐮刀灣長(zhǎng)213油藏層內(nèi)為中等非均質(zhì)。其中，ZJ93區(qū)非均質(zhì)性要比L2區(qū)非均質(zhì)性略強(qiáng)。

1.4.2 層間非均質(zhì)性

ZJ93區(qū)分層系數(shù)2.89，L2區(qū)分層系數(shù)2.56，從分層系數(shù)看，鐮刀灣長(zhǎng)2油藏主力小層長(zhǎng)213小層分層系數(shù)較高，砂體鉆遇率高；從砂巖密度看，各小層砂巖密度較高，砂體發(fā)育。其中，ZJ93區(qū)長(zhǎng)213油層砂巖密度要比L2區(qū)大，砂體更發(fā)育，但分層系數(shù)較大，非均質(zhì)性要強(qiáng)。

2 開發(fā)概況

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

ZJ93區(qū)開井39口，日產(chǎn)液529m3，日產(chǎn)油21.16t，含水96.0%，采油速度0.15%，采出程度8.9%。L2區(qū)開井61口，日產(chǎn)液645m3，日產(chǎn)油37.92t，含水94.1%，采油速度0.45%，采出程度18.4%。兩個(gè)油藏整體反映為采出程度低、含水高，產(chǎn)量逐年下降。

2.2 開發(fā)形勢(shì)

鐮刀灣兩個(gè)長(zhǎng)2油藏近年來(lái)受油藏水洗特性、開發(fā)方式等因素影響，注水調(diào)控效果變差，遞減增長(zhǎng)較快，水驅(qū)效果整體變差，目前ZJ93區(qū)兩項(xiàng)遞減12.0%，含水上升率4.4%。水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度95.1%，動(dòng)用程度52.2%，L2區(qū)兩項(xiàng)遞減12.3%，含水上升率1.4%。水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度97.1%，動(dòng)用程度56.3%，整體開發(fā)形勢(shì)較為嚴(yán)峻。

3 開發(fā)矛盾

3.1 平面壓力分布不均，局部壓力下降

ZJ93長(zhǎng)2油藏地層壓力逐年上升，壓力保持水平由92.3%上升為94.0%，保持水平較高。ZJ93長(zhǎng)2油藏西南部油井產(chǎn)量低，采油速度低，地層壓力保持水平較高，北部底水層相對(duì)較厚，且Ⅰ類底水接觸油井較多，整體壓力保持水平也較高；中部注水強(qiáng)度較大，地層壓力保持水平呈上升趨勢(shì)，近年來(lái)已逐步下調(diào)注水強(qiáng)度。

L2長(zhǎng)2油藏局部地層壓力下降，壓力保持水平由79.6降低為78.5%，整體保持水平較低。L2長(zhǎng)2油藏東北部壓力保持水平較低，西部壓力保持水平近年來(lái)呈下降趨勢(shì)，中部Ⅲ類厚隔層隔開底水井較多，能量供應(yīng)較差，對(duì)該區(qū)域已加強(qiáng)注水，整體油藏壓力保持水平較低，地層壓力保持水平平面分布不均。

3.2 含水逐步上升，穩(wěn)產(chǎn)難度大

ZJ93長(zhǎng)2油藏含水上升主要受兩種因素影響：隔層發(fā)育程度及構(gòu)造高低。西部隔層不發(fā)育且構(gòu)造位置相對(duì)較低，油井易水淹。南部隔層發(fā)育、構(gòu)造高區(qū)域含水相對(duì)平穩(wěn)。東北部隔層發(fā)育、構(gòu)造高區(qū)含水上升，分析注水強(qiáng)度過(guò)大。中部含水受隔層及構(gòu)造以及注采強(qiáng)度等因素影響，平面含水分布不均，注采調(diào)控難度大，后期結(jié)合流動(dòng)單元、剩余油及動(dòng)態(tài)進(jìn)行調(diào)整挖潛。

L2長(zhǎng)2油藏含水上升主要受兩種因素控制：隔層發(fā)育程度及構(gòu)造高低。西部隔層較發(fā)育，局部構(gòu)造相對(duì)較高，整體含水上升較慢，受地層壓力下降影響，已增大注水強(qiáng)度。中部隔層不發(fā)育區(qū)，含水上升較快，且注采強(qiáng)度也較大，受底水和注入水雙重影響，調(diào)控難度較大，后期結(jié)合剩余油、流動(dòng)單元及動(dòng)態(tài)進(jìn)行調(diào)整。東北部隔層發(fā)育含水相對(duì)穩(wěn)定，但壓力逐年下降，應(yīng)加強(qiáng)注水。

3.3 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低，水驅(qū)效果有待進(jìn)一步改善

鐮刀灣長(zhǎng)2油藏歷年水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度呈下降趨勢(shì)，目前水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度不到60%。從歷年測(cè)試情況分析尖峰狀、指狀、小層不吸水狀況較嚴(yán)重，水驅(qū)效果急需改善。

4 穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策研究

4.1 細(xì)分流動(dòng)單元，合理注采比

依據(jù)2017年剩余油分布研究成果，綜合反映儲(chǔ)層巖性、物性特征，通過(guò)砂體厚度、油層厚度、孔隙度、滲透率，計(jì)算流動(dòng)帶指數(shù)，劃分三類流動(dòng)單元。

不同的流動(dòng)單元應(yīng)采用不同的注采比，Ⅰ類流動(dòng)單元物性最好，最容易受效，加上具有一定底水能量，可采用較低的注采比，Ⅲ類流動(dòng)單元物性最差，最不容易受效，可采用較高的注采比，Ⅱ類流動(dòng)單元介于兩者之間。

Ⅰ類流動(dòng)單元注采比設(shè)為0.4、0.6、0.8、1.0、1.2，預(yù)測(cè)10年。Ⅰ類流動(dòng)單元隨注采比的增加，含水上升，產(chǎn)油量下降。但同時(shí)可以看到，地層壓力呈上升趨勢(shì)。合理的注采比，應(yīng)保持合理的含水上升速度和地層壓力保持水平，綜合考慮，Ⅰ類流動(dòng)單元合理注采比取0.6。同理，Ⅱ類流動(dòng)單元合理注采比0.8；Ⅲ類流動(dòng)單元合理注采比取1.2。

4.2 優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，合理生產(chǎn)壓差

4.2.1 合理地層壓力

根據(jù)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，該油藏應(yīng)盡量保持在原始地層壓力水平下開發(fā)，以地層壓降PR=△P/Pi<0.1為宜，即合理地層壓力保持水平應(yīng)大于0.9Pi。研究區(qū)原始地層壓力為7.15MPa，所以該區(qū)地層壓力應(yīng)保持大于6.4MPa。

4.2.2 合理井底流壓

因長(zhǎng)2油藏具有一定底水，不同類型接觸井合理井底流壓也應(yīng)有所區(qū)別。因鐮刀灣Ⅰ類接觸井占多數(shù)，主要對(duì)Ⅰ類接觸井的流壓進(jìn)行優(yōu)化。設(shè)置井底流壓分別為1.6、2.0、2.4、2.8。預(yù)測(cè)10年。

隨井底流壓下降，Ⅰ類接觸井的采油量并未出現(xiàn)下降，含水反而有所下降，分析原因，主要是長(zhǎng)2油藏開發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)，邊底水能量消耗較多，錐進(jìn)趨勢(shì)較弱，隨井底流壓的下降，更多的是平面水驅(qū)油起主要作用。結(jié)合油藏工程論證結(jié)果，Ⅰ類接觸井的合理井底流壓取2.0MPa即可。

4.2.3 合理生產(chǎn)壓差

鐮刀灣長(zhǎng)2油藏合理地層壓力6.4MPa，合理井底流壓為2.0MPa，因此合理生產(chǎn)壓差為4.4MPa左右。

4.3 開展注水井剖面治理，提高水驅(qū)波及體積（圖5）

根據(jù)歷年吸水剖面測(cè)試及井組產(chǎn)量變化情況，選擇鐮62-37、鐮63-36分注。鐮60-57下段無(wú)對(duì)應(yīng)油井，建議隔注上段。由于縱向較強(qiáng)的非均質(zhì)性或堵塞，部分注水井在注水過(guò)程中出現(xiàn)了小層不吸情況，下步建議對(duì)鐮64-35、鐮57-601上段進(jìn)行重孔增注。

4.4 優(yōu)選油井措施，挖潛剩余油

在剩余油富集區(qū)，對(duì)于部分由于滲透性較差而導(dǎo)致低產(chǎn)的油井，若地層能量較高，則可以考慮進(jìn)行重復(fù)壓裂引效。部分老井存在一定的潛力層位，目前仍未打開，剩余油較多，在目前高含水開發(fā)階段，可考慮潛力層補(bǔ)孔，增加油井單井產(chǎn)能和提高剩余油采出程度。

5 結(jié)論

①鐮刀灣長(zhǎng)2油藏為典型的構(gòu)造巖性油藏，研究區(qū)長(zhǎng)213為網(wǎng)狀河沉積，砂體廣泛分布、連片性好，為一定規(guī)模油藏形成提供了良好的儲(chǔ)集砂體；

②長(zhǎng)213油藏底水較發(fā)育，不同類型底水接觸流壓也不相同。通過(guò)油藏工程論證，I類底水接觸井合理井底流壓為2MPa，合理生產(chǎn)壓差為4.4MPa；

③目前進(jìn)入高含水期后，常規(guī)注水調(diào)整見效慢，急需通過(guò)開展注水井剖面治理、按流動(dòng)單元注水調(diào)整、老井措施挖潛等綜合手段來(lái)減緩產(chǎn)量遞減；

④針對(duì)目前長(zhǎng)2油藏低采出程度、高含水、剩余油分布高度零散的現(xiàn)狀，下步可考慮區(qū)域及局部加密、滾動(dòng)擴(kuò)邊，并開展聚合物微球調(diào)驅(qū)等非常規(guī)措施，控制含水上升。