盘古梁侏罗系不同开发阶段稳产技术对策探讨

2014-08-10梁高红苏幽雅张战雨吴国文王登安

石油化工应用 2014年5期

张彬，梁高红，苏幽雅，张战雨，吴国文，王登安

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

盘古梁侏罗系油藏在区域构造上属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段, 区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜。构造形态上表现为东高西低，北低南高的构造特征。主要开发层系为延9、延10 层，储层物性相对较好，受沉积相带控制，平面上和纵向上非均质性较强。油藏类型属构造-岩性油藏，油藏边底水不活跃，原始驱动类型为弹性驱。

1 油藏不同开发阶段稳产技术对策探讨

1.1 稳产的影响因素

盘古梁侏罗系油藏影响稳产的因素包括客观及主观因素，客观方面具体表现为平面矛盾突出、剖面非均质性强，主观方面主要表现在注水时机以及开发技术欠合理等方面（见图1）。

图1

1.1.1 平面矛盾突出侏罗系油藏储层平面非均质性较强，平面水驱特征复杂。如塞248 延9 油藏，平面非均质性较差是导致油井含水上升的主要原因之一，且呈现多方向见水特征，容易造成平面水驱及平面采液不均。

1.1.2 剖面非均质性强，水驱储量动用程度低纵向上非均质性表现为高低渗段交替出现，变化频繁，表现出较强的非均质性；注入水主要沿高渗段驱替，低渗段动用程度低，水驱效率差（见图2，图3，图4）。

1.1.3 注水时机不合理盘古梁侏罗系油藏自然能量开发有限，注水时机不合理导致地层能量损失严重，递减较大。新52 及ZJ4 2005 年产建区注水以同步注水为主，前3 个月递减分别为-0.68 %和12.0 %，前6 个月递减分别为-3.68 %和13.8 %；而陕92 2010 年产建区及ZJ4 2004 年产建区注水以滞后注水为主，前3 个月递减分别为13.28 %和7.05 %，前6 个月递减分别24.7 %和37.4 %。注水时机的不合理直接导致油藏初期递减过大，同时后期对油藏的有效驱替压力系统的建立增加了难度，影响油藏稳产效果。

1.1.4 注开发技术不合理塞248 延9 油藏开发技术不合理，平面采液不均，且采液强度偏高，4 年时间水驱前缘突破油井，两项递减逐年增大，含水上升率居高不下，5～6 年时间开发跨越中含水采油阶段，未能有效延长油藏中低含水采油期。

1.2 油藏开发阶段的划分界限

侏罗系油藏原始水饱较高，投产初期为无水采油期，投产后即为中含水采油期，根据实际开发经验将中含水期进行划分。通过油藏油水两项渗透率曲线分析认为，当含水在50 %左右时，油相渗透率与水相渗透率基本相同，当含水大于50 %以后，水相渗透率的上升速度远大于油相渗透率的下降速度，油水两相总流度比下降，油藏控水稳油的形势将进一步加剧，因此含水以50 %为界限将中含水期划分中含水开发前期（20 %＜fw＜50 %）及中含水开发后期（50%≤fw＜60%）。当含水＜20 %时，含水上升缓慢，含水20 %～60 %时，含水上升速度最快，60 %～80 %时上升趋势有所减缓，含水＞80 %以后，含水上升变得更加平缓。不同开发阶段，油藏暴露的开发矛盾不同，因此采取的开发对策也有所不同（见图5，图6，图7）。

1.3 油藏不同开发阶段的开发矛盾及技术对策探讨

1.3.1 中含水开发前期（20 %＜fw＜50 %）该开发阶段开发矛盾一方面表现在油藏注采欠合理，加剧平面和剖面矛盾，油井含水上升快，低含水采油期短。通过注重初期合理的注采政策，实现有效延长中含水采油期。以新52 延9 油藏东部为例，油藏初期注采技术合理，中含水采油期达到11 年，这一阶段地质储量采出程度为17.6 %，采油速度保持在1.4 %以上；另一方面以ZJ2 延9 油藏为例，油藏初期注采强度欠合理，ZJ2延9 采液强度过大，导致油井含水快速上升，3～4 年跨越中含水开发阶段。

图2 冯105 岩心物性夹层图

图3 柳15-40 纵向渗透率变化图

图4 柳19-31 纵向渗透率变化图

开发矛盾第二方面表现在压力保持水平过分强调快速恢复，导致有效驱替压力系统难以建立。通过注重有效驱替压力系统有序建立，为提高油藏开发水平奠定基础。以陕92 延9 油藏为例，油藏初期注采强度平稳，地层能量稳步回升，7 口可对比井压力由7.3 上升到7.8 MPa ，压力恢复速度0.4 MPa/a，有效的驱替压力系统得到有序建立，两项递减及含水上升率均保持为负值，夯实了油田稳产基础；另一方面以ZJ4 延9油藏为例，油藏初期受注水时机（滞后1 年）影响，泄压严重，初期压力保持水平为35.4 %，未建立有效驱替压力系统。投注后注采比偏大，压力恢复速度偏快，0.74 MPa/a，压力恢复伴随含水上升明显（见图8）。

图5 新56 区采出程度与含水图

图6 ZJ2 区采出程度与含水图

图7 ZJ4 区油水相对渗透率曲线

图8 陕92 区含水与采出程度关系曲线

开发矛盾第三方面表现在注水井射开程度低，水驱动用程度低。通过避免盲目补孔以提高水驱动用程度，从而造成水驱效果变差。由于侏罗系油藏初期射开程度低，水驱动用程度低，受沉积韵律及重力等因素影响，补孔提高水驱动用容易造成吸水下移，水驱效率下降，因此需谨慎。

1.3.2 中含水开发后期（50 %≤fw＜60 %）该开发阶段开发矛盾一方面表现在油井含水上升速度加快、递减加大。通过开展以注水及采液为主的平面注采结构调整抑制油井含水上升速度。以塞248 延9 油藏为例，2008-2009 年水驱前缘突破油井，造成油井含水上升加快，通过精细平面注水和均衡平面采液措施，地层压力稳步回升且更趋均衡。

另一方面表现在油藏含水超过50 %时，常规注采调整措施效果不明显。通过开展注水井的整体剖面治理为主的剖面调整，改善油藏开发形势。盘古梁侏罗系自2008 年以来不断强化注水井剖面治理，各区块递减及含水上升率得到明显抑制，特别是ZJ4 延9、塞248延9、新52 延9 及盘33-21 延9 油藏效果尤为明显。

1.3.3 高含水开发期（60 %≤fw＜90 %）该开发阶段主要矛盾表现在局部储量失控，剩余油分布复杂。主要及时对策是通过加密调整及三采实验等方法挖潜剩余油。

加密调整：以ZJ2 延10 油藏为例，该油藏采油速度低，油藏进入高含水开发阶段，但采出程度仅6.72 %，常规治理手段十分有限。通过2010-2012 三年加密调整来看，取得了一定的效果，尤其是2010 年加密井，目前单井日产油仍然保持在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 油藏为例，该油藏已进入高含水开发阶段。通过微生物三次采油实验，提高油藏最终采收率。从油藏增油角度来看取得了较为明显的效果，同时采出程度与含水关系曲线向右偏移，总菌浓度也明显上升，开发形式得到一定改善（见表1）。