长庆油田A区延长组低渗透油藏稳产开发技术研究

焦少举，卫胜利，秦贝贝，吴　莹，罗濯濯

长庆油田A区延长组低渗透油藏稳产开发技术研究

焦少举，卫胜利，秦贝贝，吴莹，罗濯濯

（中国石油长庆油田分公司第十二采油厂，甘肃庆阳 745000）

针对长庆油田A区延长组低渗透油藏开发矛盾突出的难题，通过原因分析，从油藏描述、注采剖面治理以及开发新技术着手，开展了稳产开发应对措施研究，为油田后期开发提供指导。

低渗透油藏；开发技术；延长组；长庆油田

1　A油田开发现状

A油田位于鄂尔多斯盆地陕北油气叠合富集带，为延长组低渗透油藏，沉积相为湖成三角洲沉积，目前综合含水已超过50%，处于中含水阶段，目前主要面临以下困难：

1.1地层堵塞引起采液采油指数下降

随着油田采出量的增大，含水的上升速度加剧，油藏的采液（油）指数呈下降趋势。与2000年相比，采液指数从0.93m3/ d/MPa↓0.60m3/d/MPa，采油指数0.73t/d/MPa↓0.34t/d/MPa。通过规律研究一般在采出程度10%～20%之间，含水20%～40%之间井易发生地层堵塞，堵塞后产能损失较大。

1.2水驱储量动用程度稳定中有所变差

随着油藏综合含水的上升，油井新增见水井增多，油藏存水率降低，导致吸水情况逐年变差，水驱储量动用程度逐年降低。特别在2008、2009年随着含水上升加剧，水驱储量动用程度逐年下降，2010年实施大规模水井剖面调整后，水驱情况略微有所好转。

2　稳产开发对策研究

2.1油藏精细描述

2.1.1加强油藏精细描述，提高油藏地质认识

在油田中含水开发期，在不断加深油藏认识的基础上，结合动态资料，开展二次精细油藏描述，通过储层精细对比、沉积相研究、流动单元划分、储层非均质研究，深化了对油藏地质和开发历程的再认识，更加切合实际的对剩余油分布进行准确预测，为下步油藏的开发调整提供决策依据。

2.1.2开展剩余油潜力研究，分析剩余油有利区

剩余油在水驱方向侧向富集较多，特别在油井与油井之间地带剩余油分布较多。对微观应力变化研究发现，砂岩属于塑弹性体，在应力较低时，应力—应变曲线表面地层压力过高导致微观孔隙中的油流被卡断，形成死油区。因此要控制地层压力保持水平。A油田目前地层压力保持水平105%。地层压力保持水平相对适中，下步要控制局部高压区的地层压力，保持一个压力分布均衡油层系统，均衡延长组藏压力整体分布。

2.1.3开展小层连通性研究，加大老井查层补孔力度

研究认为延长组油藏层间渗流屏障主要为非渗透率性隔、夹层，岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质或钙质粉砂岩，且泥岩平均渗透率在0.01×10-3μm2以下，粉砂质泥岩隔、夹层平均渗透率在0.05×10-3μm2左右，泥质或钙质粉砂岩隔、夹层渗透率在0.08×10-3μm2以下。通过油层非均质描述，从而加大油田内部未动用储层的动用程度，加大老井查层补孔力度，是实现老田油稳产高产的有效手段。

2.1.4开展油层非均质性研究，预测地下油水流动规律

通过地下油水流动规律的研究，分析水淹井原因，提出下步侧钻更新井部署方向，为侧钻更新井部署提供依据。针对暴性水淹井在水线侧向、剩余油丰富方向部署侧钻井，针对孔隙性见水井分析油水流动规律，在流动性较差、剩余油丰富区域部署侧钻井。

2.2注水调控技术

2.2.1建立适当注采关系

合理的注采关系模型，是使油藏获得长期稳产的基础。在有效驱替系统建立以后，A油田开发坚持“总体温和、局部调整、边部加强”的注水开发技术政策，全区注采比保持在1.2左右，持续开发至2005年6月，后期随着单井供液能力的持续下降，随着单井日产液、动液面的持续降低。同时依据油藏不同部位吸水、采出变化和压力恢复状况等不断上调注采比。截止目前注采比上调至1.8左右，取得效果液面保持平稳，液量保持稳定。

2.2.2针对油藏开发特征，分区块注采技术政策

各区块开发动态特征，结合各区块的能量恢复及措施开展状况，对油藏各区块根据调整方向对配注实施调整。

北部（注采比1.80）：采取措施培育区块，根据油井措施方向适当注水加强。同时对边部下步有利产建区块实施超前注水。中部（注采比1.10）：稳定注采比，以微调为主。针对整体产降区块配注整体上调，个别含水上升加剧井组配注下调控水。南部（注采比2.20）：持续注采强化，恢复西南部整体压力，在西南部建立有效驱替系统，提高单井产量。低产三角区（注采比2.85）：驱替系统难以建立，整体注采强化，为下步整体措施引效提供能量保证。

2.2.3以动态变化为主，结合油藏性质，适时配注调整

依据不同部位注水井吸水、油井见效以及油藏的采出和压力恢复状况等制定不同的开发技术政策，促使平面上的水驱方向改变和剖面上水驱厚度的增加，提高注入水的波及体积，均匀压力分布。

2.3提高水驱动用程度技术

根据不同沉积韵律水驱动用模式研究，结合吸水剖面监测资料，通过矿场实践应用，A油田形成了一套提高水驱动用程度的技术系列。2010年共开展水井剖面治理34井次，可对比吸水厚度由8.6m上升至10.7m，全区水驱储量动用程度由59.43%上升至61.73%。

浅层调剖工艺在该区应用效果较好，2010年在一区应用浅层调剖技术3井次，措施后油套压平均上升1.4MPa，对应

油井生产液量略有上升，建议下步推广使用浅层调剖工艺调整水驱。

［1］ 胡文瑞.鄂尔多斯盆地靖安示范油田高效开发的理论技术与管理模式［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［2］ 黄延章.低渗透油层渗流机理［M］.北京：石油工业出版社，1998.

Changqing Oilfield A Yanchang Low Permeability Reservoir Development Technology Research Stable

Jiao Shao-ju，Wei Sheng-li，Qin Bei-bei，Wu Ying，Luo Zhuo-zhuo

Changqing Oilfield A Yanchang low permeability reservoir development contradiction problem，through cause analysis，from reservoir description，production Profile Note governance and development of new technologies begin to carry out the research and stable development of response measures，the latter part of oil field development to provide guidance.

low permeability reservoir；development technology；Yanchang；Changqing Oilfield

TE348

B

1003-6490（2016）06-0046-02

2016-06-15

焦少举（1987—），男，甘肃会宁人，助理工程师，主要从事油田开发现场管理工作。

收稿日期：2016-06-06

作者简介： 黄季维（1988—），男，四川自贡人，主要研究方向为理化检测方向。