姬塬油田低滲透淺層油藏早期開(kāi)發(fā)技術(shù)政策研究

楊志承，楊 健，許志雄，劉輝林，高少鋒，胡錦博，陳宇欽，姚 楊

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠(chǎng)，寧夏銀川 750006）

1 油藏開(kāi)發(fā)概況

1.1 地質(zhì)概況

姬塬油田低滲透淺層油藏開(kāi)發(fā)層系復(fù)雜，淺層諸多層位均有動(dòng)用[1]，其中以H 油藏開(kāi)井?dāng)?shù)占比較大，占比達(dá)到78.7 %。單井分散，其中開(kāi)采層位單一，且油水井較聚集，位于同一套砂體的主要為R 區(qū)H 油藏、S 區(qū)J 油藏、P 區(qū)K 油藏，注采井網(wǎng)較完善部位為H 油藏，日產(chǎn)油占比34.6 %。

H 油藏砂體呈北西-南東向發(fā)育，屬于巖性-構(gòu)造油藏。主要開(kāi)發(fā)層系為H12層，砂體平均有效厚度為5.2 m，平均孔隙度為14.1 %，平均電阻率為18.6 Ω·m，平均時(shí)差235.21 μs/m，平均滲透率為6.62 mD，平均含水飽和度為51.3 %。H 油藏2016 年投入開(kāi)發(fā)，2017-2018 年依據(jù)砂體發(fā)育方向，逐漸擴(kuò)大規(guī)模開(kāi)發(fā)，目前油井開(kāi)井16 口，日產(chǎn)油27 t，水井開(kāi)井8 口，日注164 m3，油藏屬于開(kāi)發(fā)初期。

1.2 儲(chǔ)層特征

H 油藏砂體呈北西-南東向發(fā)育，構(gòu)造變化沿砂體發(fā)育方向，表現(xiàn)為東高-西低、北高-南低體征；油藏整體底水發(fā)育穩(wěn)定，油藏中部底水厚度較大，平均厚度為4.31 m；局部夾層發(fā)育，東北方向邊部局部發(fā)育夾層，夾層厚度為0.5 m～1.7 m。

表1 H 油藏儲(chǔ)層均質(zhì)性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

H 油藏儲(chǔ)層沉積韻律以復(fù)合韻律為主，其中沉積特征為正韻律井占比為20 %，沉積特征為反韻律井占比為15 %，沉積特征為復(fù)合韻律井占比為65 %。從H油藏儲(chǔ)層特征平面分布可看出，平面具有一定的非均質(zhì)性，西北部與東南部?jī)?chǔ)層物性發(fā)育略有差異[2]。H 油藏儲(chǔ)層平均變異系數(shù)0.46，突進(jìn)系數(shù)砂體個(gè)數(shù)分類(lèi)：18個(gè)＜2.0、4 個(gè)2.0～3.0、1 個(gè)＞3.0；級(jí)差砂體個(gè)數(shù)分類(lèi)：21個(gè)＜10.0、2 個(gè)10.0～20.0，通過(guò)儲(chǔ)層均質(zhì)特征評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（見(jiàn)表1），可得出H 油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性弱，基本屬于均質(zhì)儲(chǔ)層[3]。

2 小層注采對(duì)應(yīng)關(guān)系分析

2.1 地層劃分依據(jù)與對(duì)比方法

利用標(biāo)志層作為主要?jiǎng)澐忠罁?jù)，結(jié)合沉積旋回、巖性厚度對(duì)比等方法，高級(jí)別旋回控制砂層組，次級(jí)旋回控制砂層、小層；層位級(jí)別由大至小，反復(fù)驗(yàn)證；旋回特征不明顯段，結(jié)合相鄰井及上下覆地層旋回特點(diǎn)，確定合理界線(xiàn)點(diǎn)；建立多條骨架對(duì)比剖面，逐層驗(yàn)證，適當(dāng)調(diào)整。通過(guò)以上劃分標(biāo)準(zhǔn)，以Y2 煤層頂為標(biāo)志層（測(cè)井曲線(xiàn)上表現(xiàn)為高聲波、高電阻、低密度），多套煤層發(fā)育穩(wěn)定，以煤層頂作為層劃分界線(xiàn)，將H 油層劃分為：H1層，小層厚度30.7 m；H2層，小層厚度24.0 m；H1層細(xì)分為H11小層，小層厚度為15.1 m，H12小層，小層厚度為15.6 m。

2.2 區(qū)域地層對(duì)比

通過(guò)沿砂體走向等海拔剖面連通對(duì)比可看出，H油藏煤層發(fā)育穩(wěn)定，地層變化穩(wěn)定，構(gòu)造變化較小。

2.3 整體注采連通情況

通過(guò)油藏剖面連通狀況看出，油藏連通狀況較好，東北-西南向構(gòu)造最大相差20 m，西北-東南向構(gòu)造最大相差17 m，沿砂體方向構(gòu)造變化較大。通過(guò)小層注采連通剖面可看出，油井R199-03 井單采層，其他15 口井均采層。主力開(kāi)發(fā)層系為小層。

3 合理開(kāi)發(fā)技術(shù)政策制定

3.1 早期開(kāi)發(fā)技術(shù)政策

H 油藏2016 年7 月投產(chǎn)開(kāi)發(fā)，2017 年5 月西北部投產(chǎn)，屬于油藏開(kāi)發(fā)早期。初期受井網(wǎng)不完善影響，主要依靠自然能量開(kāi)發(fā)，遞減較大。2017 年9 月完善井網(wǎng)，結(jié)合動(dòng)態(tài)變化，逐漸加強(qiáng)注水，單井日注由17 m3上升到21 m3、注采比1.0～2.3、采液強(qiáng)度0.79 m3/d·m～0.91 m3/d·m。遞減逐漸下降：初期月度遞減為0.63 t，月度遞減率為2.77 %；注采井網(wǎng)完善后，月度遞減為0.39 t，月度遞減率為1.57 %。

3.2 早期開(kāi)發(fā)形勢(shì)

H 油藏2019 年測(cè)得8 口井平均吸水厚度5.0 m，水驅(qū)動(dòng)用程度71.4 %，單井注入強(qiáng)度較大6.5 m3/d·m，主要為射孔段附近吸水，尖峰狀占比較大62.5 %（5/8口）。H 油藏2019 年測(cè)壓6.14 MPa，借鑒姬塬油田同類(lèi)油藏原始地層壓力為12.0 MPa，壓力保持水平51.2 %，壓力保持水平較低，主要受注采井網(wǎng)不完善影響。

通過(guò)西北部和東南部液量遞減及油量遞減對(duì)比。東南部液量遞減：前3 個(gè)月遞減率為5.5 %，月度遞減0.4 m3，前6 個(gè)月遞減率為5.9 %，月度遞減0.39 m3，前12 個(gè)月遞減率11.0 %，月度遞減0.6 m3；油量遞減：前3個(gè)月遞減率9.5 %，月度遞減0.36 t，前6 個(gè)月遞減率5.9%，月度遞減0.22 t，前12 個(gè)月遞減率4.0%，月度遞減0.15 t。西北部液量遞減：前3 個(gè)月遞減率5.8 %，月度遞減0.3 m3，前6 個(gè)月遞減率1.8%，月度遞減0.1 m3；油量遞減：前3 個(gè)月遞減率8.7 %，月度遞減0.19 t，前6 個(gè)月遞減率4.3 %，月度遞減0.09 t。可看出R 區(qū)投產(chǎn)初期遞減（液量遞減、油量遞減）西北部＜東南部。

3.3 動(dòng)態(tài)變化

H 油藏目前與初期對(duì)比油量遞減大，其中：液量下降、含水上升井8 口，日損失油量18.1 t，含水上升井3口，日損失油量4.1 t，以液量下降、含水上升井為主，主要受能量保持水平下降，注采井網(wǎng)不完善，壓力保持水平不能及時(shí)恢復(fù)影響。西北部生產(chǎn)較穩(wěn)定，東南部液量下降明顯，主要受底水發(fā)育影響，西北部厚度大于東南部；含水上升受采液強(qiáng)度較大影響，東南部采液強(qiáng)度大于西北部。

3.4 合理開(kāi)發(fā)技術(shù)政策制定

3.4.1 合理壓力保持水平 一般地層壓力隨累積注采比的增加而增加，但當(dāng)累積注采比超過(guò)某一值時(shí)，地層壓力隨著累積注采比的增加反而下降，將這一累積注采比稱(chēng)為臨界累積注采比，其對(duì)應(yīng)的壓力值即為合理的壓力保持值。借鑒侏羅系老區(qū)開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，初期壓力保持水平基本保持在60 %～70 %。H 油藏目前壓力保持水平為51.2 %，壓力保持水平偏低。

3.4.2 合理流壓 目前H 油藏流壓依據(jù)IPR 曲線(xiàn)流壓穩(wěn)定在4.6 MPa，產(chǎn)能發(fā)揮較好。目前東南部流壓穩(wěn)定在4.8 MPa，西北部流壓穩(wěn)定在6.8 MPa。

3.4.3 合理注水強(qiáng)度 根據(jù)注采平衡原理，油井投產(chǎn)后，合理注水量計(jì)算公式為：

式中：No-油井?dāng)?shù)，口；NW-水井?dāng)?shù)，口；Qo-日采油量，t；Bo-原油體積系數(shù)；ρo-地面原油密度，kg/m3；SW-采油井的初期含水率，小數(shù)；M-注采比，小數(shù)。

通過(guò)油藏工程法計(jì)算出，合理注水量為24.0 m3/d，合理注水強(qiáng)度2.52 m3/d·m。通過(guò)礦場(chǎng)實(shí)踐R197-01 井組注水強(qiáng)度為2.9 m3/d·m，井組含水逐漸上升，R194-02注水上調(diào)后，注水強(qiáng)度由1.4 m3/d·m 上升到1.6 m3/d·m，含水基本穩(wěn)定，但液量呈下降趨勢(shì)明顯，H 油藏平均實(shí)際注水強(qiáng)度2.53 m3/d·m，屬于合理注水強(qiáng)度。

3.4.4 合理采液強(qiáng)度 臨界產(chǎn)量公式：

式中：Lo-原油黏度，mPa·s；Bo-原油體積系數(shù)；re-油井泄油半徑，m；rw-井筒半徑，m；b-射孔厚度，m；ho-油層厚度，m。

通過(guò)油藏工程法計(jì)算出，油藏有效厚度為5.2 m，臨界產(chǎn)量為5.3 m3，目前產(chǎn)量為4.7 m3，理論采液強(qiáng)度為1.02 m3/d·m。

通過(guò)礦場(chǎng)實(shí)踐，采液強(qiáng)度與含水變化關(guān)系可看出，采液強(qiáng)度≥0.9 m3/d·m（西北部）≈1.1 m3/d·m（東南部），含水變化呈上升趨勢(shì)，含水上升井較多，受本層水影響較大。目前采液強(qiáng)度基本合理。

3.4.5 合理單井產(chǎn)能 通過(guò)不同計(jì)算方法，得出R 區(qū)H 油藏合理產(chǎn)能為2.3 t（見(jiàn)表2）。

表2 H 油藏初期單井產(chǎn)能不同計(jì)算方法統(tǒng)計(jì)表

通過(guò)對(duì)比已開(kāi)發(fā)不同侏羅系淺層油藏早期動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)情況（見(jiàn)表3），綜合考慮R 區(qū)H 油藏單井產(chǎn)能目標(biāo)：西北部2.5 t，目前單井產(chǎn)能為1.8 t（偏低），東南部2.1 t，目前單井產(chǎn)能為1.5 t，偏低。

結(jié)合油藏工程法計(jì)算結(jié)果、侏羅系老區(qū)開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，合理壓力保持水平60.0 %～70.0 %，H 油藏壓力偏低；合理流壓為4.6 MPa 左右，H 油藏流壓偏大；合理采液強(qiáng)度1.0 m3/d·m 左右，H 油藏采液強(qiáng)度合適；合理注水強(qiáng)度1.52 m3/d·m 左右，H 油藏實(shí)際注水強(qiáng)度合適（見(jiàn)表4）。

R 區(qū)H 油藏整體上地層壓力保持水平偏低，目前受底水水驅(qū)影響較大。油藏遞減大，產(chǎn)能未能充分發(fā)揮，通過(guò)優(yōu)化注采比、注水強(qiáng)度，提高壓力保持水平，穩(wěn)定注采平衡，促使井組在控制含水的前提下，穩(wěn)定見(jiàn)效。

表3 H 油藏與侏羅系老區(qū)塊早期實(shí)際開(kāi)發(fā)變化統(tǒng)計(jì)表

表4 H 油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)政策評(píng)價(jià)

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）本文通過(guò)對(duì)R 區(qū)H 油藏小層注采對(duì)應(yīng)分析認(rèn)識(shí)到局部小層注采不對(duì)應(yīng)，油井持續(xù)遞減，針對(duì)此問(wèn)題，實(shí)施轉(zhuǎn)注2 口，完善小層注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，提高水驅(qū)控制程度，由71.4 %上升到92.5 %。

（2）通過(guò)對(duì)小層注采對(duì)應(yīng)關(guān)系、井組動(dòng)態(tài)變化分析，同時(shí)結(jié)合油藏工程法，同類(lèi)油藏對(duì)比法及礦場(chǎng)實(shí)踐動(dòng)態(tài)變化，制定H 油藏早期開(kāi)發(fā)管理技術(shù)政策，為后期穩(wěn)定、高效開(kāi)發(fā)制定合理方案。2019 年分部位優(yōu)化注水政策，優(yōu)化注水22 井次，以加強(qiáng)注水，補(bǔ)充地層能量為主，見(jiàn)效比例20 %（6/30 口），見(jiàn)效井累計(jì)增油213 t。

（3）通過(guò)對(duì)該區(qū)注水井吸水剖面調(diào)查，為有效提高水驅(qū)效果，針對(duì)性開(kāi)展剖面治理措施，優(yōu)先以油藏中部及動(dòng)態(tài)反應(yīng)強(qiáng)烈部位實(shí)施，實(shí)施堵水調(diào)剖3 口，提高剖面水驅(qū)效果，在控水穩(wěn)油的前提下，促使油藏水驅(qū)快速見(jiàn)效，提高開(kāi)發(fā)水平。