镰刀湾长2油藏高含水期稳产对策研究
2019-05-20柳桂永姜宇张倢
柳桂永，姜宇，张倢
（中国石油长庆油田分公司长庆实业集团，西安 710021）
1 区块地质概况
镰刀湾区块位于陕北斜坡中部，安塞县境内，油藏类型为构造岩性油藏。开发层系为长2、长6，其中长2为主力层系，动用含油面积17.65km2，动用地质储量904.65×104t，油层埋深1100~1300m，油层厚度10~20m，平均孔隙度15.7%，平均渗透率14×10-3μm2，原始地层压力7.15MPa。平面上划分为西部的ZJ93区块以及东部的L2区块。
1.1 构造特征
长2层整体表现为“东高，西低”的单斜构造，地层倾角0.5°~1°；其上发育多个次一级小型鼻状隆起构造组合；各小层继承性较强。长213小层微构造显示局部构造高点。
1.2 沉积及砂体展布特征
长213沉积早期ZJ93和L2区均为河道沉积，长213沉积中晚期则ZJ93区仍为河道沉积、而L2区则河道砂体沉积作用总体停止。长213小层北部及东北部发育4支0.7~1.5km河道。长213砂体发育、河道主体部位砂体厚达25m以上；砂体广泛分布、连片性好，为一定规模油藏形成提供了良好的储集砂体。
图1 长213储层沉积微相及砂体展布图
1.3 储集层特征
1.3.1 岩性特征
长213储层岩性以灰绿色中、细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。
1.3.2 储集空间类型
储层孔隙以粒间孔为主，其次为长石溶孔。排驱压力0.09MPa，中值半径0.38μm，属于大孔大喉型～中孔中喉型储层。
1.3.3 储层物性特征
长213储层孔隙度最小值8.8%，最大值21.9%，平均值为16.24%。 渗透率最小值 0.13×10-3μm2，最大值 95.71×10-3μm2，平均值 27.29×10-3μm2，为低渗透储层。
1.4 储层非均质性
1.4.1 层内非均质性
ZJ93区变异系数0.52，突进系数2.52，级差6.39。L2变异系数0.36，突进系数2.21，级差6.15。从小层渗透率变异系数、突进系数及级差看，镰刀湾长213油藏层内为中等非均质。其中，ZJ93区非均质性要比L2区非均质性略强。
1.4.2 层间非均质性
ZJ93区分层系数2.89，L2区分层系数2.56，从分层系数看，镰刀湾长2油藏主力小层长213小层分层系数较高，砂体钻遇率高；从砂岩密度看，各小层砂岩密度较高，砂体发育。其中，ZJ93区长213油层砂岩密度要比L2区大，砂体更发育，但分层系数较大，非均质性要强。
2 开发概况
2.1 开发现状
ZJ93区开井39口，日产液529m3，日产油21.16t，含水96.0%，采油速度0.15%，采出程度8.9%。L2区开井61口，日产液645m3，日产油37.92t，含水94.1%，采油速度0.45%，采出程度18.4%。两个油藏整体反映为采出程度低、含水高，产量逐年下降。
2.2 开发形势
镰刀湾两个长2油藏近年来受油藏水洗特性、开发方式等因素影响，注水调控效果变差，递减增长较快，水驱效果整体变差，目前ZJ93区两项递减12.0%，含水上升率4.4%。水驱储量控制程度95.1%，动用程度52.2%，L2区两项递减12.3%，含水上升率1.4%。水驱储量控制程度97.1%，动用程度56.3%，整体开发形势较为严峻。
3 开发矛盾
3.1 平面压力分布不均，局部压力下降
图2 ZJ93区和L2区压力保持水平分布图
ZJ93长2油藏地层压力逐年上升，压力保持水平由92.3%上升为94.0%，保持水平较高。ZJ93长2油藏西南部油井产量低，采油速度低，地层压力保持水平较高，北部底水层相对较厚，且Ⅰ类底水接触油井较多，整体压力保持水平也较高；中部注水强度较大，地层压力保持水平呈上升趋势，近年来已逐步下调注水强度。
L2长2油藏局部地层压力下降，压力保持水平由79.6降低为78.5%，整体保持水平较低。L2长2油藏东北部压力保持水平较低，西部压力保持水平近年来呈下降趋势，中部Ⅲ类厚隔层隔开底水井较多，能量供应较差，对该区域已加强注水，整体油藏压力保持水平较低，地层压力保持水平平面分布不均。
3.2 含水逐步上升，稳产难度大
ZJ93长2油藏含水上升主要受两种因素影响：隔层发育程度及构造高低。西部隔层不发育且构造位置相对较低，油井易水淹。南部隔层发育、构造高区域含水相对平稳。东北部隔层发育、构造高区含水上升，分析注水强度过大。中部含水受隔层及构造以及注采强度等因素影响，平面含水分布不均，注采调控难度大，后期结合流动单元、剩余油及动态进行调整挖潜。
L2长2油藏含水上升主要受两种因素控制：隔层发育程度及构造高低。西部隔层较发育，局部构造相对较高，整体含水上升较慢，受地层压力下降影响，已增大注水强度。中部隔层不发育区，含水上升较快，且注采强度也较大，受底水和注入水双重影响，调控难度较大，后期结合剩余油、流动单元及动态进行调整。东北部隔层发育含水相对稳定，但压力逐年下降，应加强注水。
3.3 水驱储量动用程度较低，水驱效果有待进一步改善
表1 长2油藏水驱动用程度统计表
时间 ZJ93长2 L2时间射孔段对应砂体厚度(m)吸水厚度(m)水驱储量动用程度(%)射孔段对应砂体厚度(m)吸水厚度(m)水驱储量动用程度(%)66.14 62.88 60.68 56.31 2015 2016 2017 2018 221.9 188.6 200.4 200.4 116.15 102.05 107.05 104.68 52.34 54.11 53.42 52.24 285.5 228.8 243.8 254 188.82 143.88 147.93 143.03
镰刀湾长2油藏历年水驱储量动用程度呈下降趋势，目前水驱储量动用程度不到60%。从历年测试情况分析尖峰状、指状、小层不吸水状况较严重，水驱效果急需改善。
4 稳产对策研究
4.1 细分流动单元，合理注采比
依据2017年剩余油分布研究成果，综合反映储层岩性、物性特征，通过砂体厚度、油层厚度、孔隙度、渗透率，计算流动带指数，划分三类流动单元。
不同的流动单元应采用不同的注采比，Ⅰ类流动单元物性最好，最容易受效，加上具有一定底水能量，可采用较低的注采比，Ⅲ类流动单元物性最差，最不容易受效，可采用较高的注采比，Ⅱ类流动单元介于两者之间。
Ⅰ类流动单元注采比设为 0.4、0.6、0.8、1.0、1.2，预测 10年。Ⅰ类流动单元随注采比的增加，含水上升，产油量下降。但同时可以看到，地层压力呈上升趋势。合理的注采比，应保持合理的含水上升速度和地层压力保持水平，综合考虑，Ⅰ类流动单元合理注采比取0.6。同理，Ⅱ类流动单元合理注采比0.8；Ⅲ类流动单元合理注采比取1.2。
图3 长213油藏不同注采比下累产油、含水、地层压力变化曲线
图 5 镰 62-37、镰 63-36、镰 60-57、镰 64-35、镰 57-601吸水剖面图
4.2 优化生产参数，合理生产压差
4.2.1 合理地层压力
根据同类油藏开发经验，该油藏应尽量保持在原始地层压力水平下开发，以地层压降PR=△P/Pi<0.1为宜，即合理地层压力保持水平应大于0.9Pi。研究区原始地层压力为7.15MPa，所以该区地层压力应保持大于6.4MPa。
4.2.2 合理井底流压
因长2油藏具有一定底水，不同类型接触井合理井底流压也应有所区别。因镰刀湾Ⅰ类接触井占多数，主要对Ⅰ类接触井的流压进行优化。设置井底流压分别为1.6、2.0、2.4、2.8。预测10年。
图4 长213油藏不同井底流压下累产油、含水变化曲线
随井底流压下降，Ⅰ类接触井的采油量并未出现下降，含水反而有所下降，分析原因，主要是长2油藏开发时间较长，边底水能量消耗较多，锥进趋势较弱，随井底流压的下降，更多的是平面水驱油起主要作用。结合油藏工程论证结果，Ⅰ类接触井的合理井底流压取2.0MPa即可。
4.2.3 合理生产压差
镰刀湾长2油藏合理地层压力6.4MPa，合理井底流压为2.0MPa，因此合理生产压差为4.4MPa左右。
4.3 开展注水井剖面治理，提高水驱波及体积（图5）
根据历年吸水剖面测试及井组产量变化情况，选择镰62-37、镰63-36分注。镰60-57下段无对应油井，建议隔注上段。由于纵向较强的非均质性或堵塞，部分注水井在注水过程中出现了小层不吸情况，下步建议对镰64-35、镰57-601上段进行重孔增注。
4.4 优选油井措施，挖潜剩余油
在剩余油富集区，对于部分由于渗透性较差而导致低产的油井，若地层能量较高，则可以考虑进行重复压裂引效。部分老井存在一定的潜力层位，目前仍未打开，剩余油较多，在目前高含水开发阶段，可考虑潜力层补孔，增加油井单井产能和提高剩余油采出程度。
5 结论
①镰刀湾长2油藏为典型的构造岩性油藏，研究区长213为网状河沉积，砂体广泛分布、连片性好，为一定规模油藏形成提供了良好的储集砂体；
②长213油藏底水较发育，不同类型底水接触流压也不相同。通过油藏工程论证，I类底水接触井合理井底流压为2MPa，合理生产压差为4.4MPa；
③目前进入高含水期后，常规注水调整见效慢，急需通过开展注水井剖面治理、按流动单元注水调整、老井措施挖潜等综合手段来减缓产量递减；
④针对目前长2油藏低采出程度、高含水、剩余油分布高度零散的现状，下步可考虑区域及局部加密、滚动扩边，并开展聚合物微球调驱等非常规措施，控制含水上升。
