JY 油田C335 区长8 油藏开发效果评价及开发技术政策研究

2021-05-15张卫刚郭龙飞张天涯赵晓红陈贞万

辽宁石油化工大学学报 2021年2期

张卫刚，王婧，郭龙飞，张天涯，赵晓红，陈贞万

（1.中国石油长庆油田分公司第八采油厂地质研究所，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂地质研究所，甘肃庆阳 745000；3.北京凯博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

鄂尔多斯盆地是我国东部中新生代一个稳定沉降、坳陷迁移的多旋回克拉通边缘盆地[1‐2]。JY 油田位于陕北斜坡中段，区域内延长组属于典型超低渗油藏，构造对油气圈闭控制作用较小，油气圈闭主要受岩相变化和储层物性变化控制[3‐4]。研究区长8 油藏开发面临诸多矛盾，强非均质性导致水淹呈多向性，整体水驱开发效果较差。目前合理开发技术政策研究主要是基于油藏工程、矿场实际开发或数值模拟等手段[5‐12]，本文综合利用多种方法，优化确定了合理的注采指标界限，研究结果对提高油藏开发效果、改善驱油效率具有一定的指导意义。

1 区域概况

研究区内长8 油层组以三角洲前缘水下分流河道砂体沉积为主，根据储层划分方案，长8 段自下而上发育两个反旋回沉积序列，划分为两个砂层组长81、长82。长81砂层组厚度为40～45 m，多层灰绿色、灰黑色粉砂岩、泥岩及其过渡类型。该段在电性特征上表现为自然电位曲线呈波状，在长81顶部泥岩中因含凝灰质而呈现较大的负异常，自然伽马曲线相对于自然电位曲线起伏更大，多呈指状负突起，顶部长7 油页岩岩性特征明显，电性上具有尖齿状大井径、高声波时差、高自然伽马和高电阻等特征。

长82砂层组厚度为40～45 m，以灰色、灰白色、灰绿色、灰褐色及深灰色细粒，中细粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩、长石砂岩为主，夹有多层灰绿色、灰黑色粉砂岩，泥岩及其过渡类型。岩性与长81基本相同，但粒度比长81粗。由于长82砂岩层较长81更发育，与长81地层相比，长82地层在电性特征上表现出自然电位和自然伽马曲线起伏均较大。

JY 油田C335 区长8 油藏于2010 年开始规模开发，采用菱形反九点井网实施超前注水方式开发，试采层位长821层，含油饱和度为55.0%，孔隙度为8.5%，渗透率为0.84 mD，属于典型超低渗透油藏。根据油藏不同开发层位、投产时间及生产动态状况，划分不同开发单元。

2 油藏特征

C335 井区区域构造位于陕北斜坡中段西部，属于一个低幅度单斜背景下的鼻状隆起构造特征。油气分布与构造有一定的关系，但主要受沉积微相的影响，油层主要分布河道交汇处及水下分流河道砂内，受岩性控制较为明显，为典型的岩性圈闭油藏。长8 储层原油性质较好，具有三低特征，即低密度、低黏度、低凝固点。地面原油密度为0.844 5 g/cm3，黏度为5.170 mPa·s，凝固点为19 ℃。地层原油密度为0.733 0 g/cm3，黏度为1.403 mPa·s，气油比（气体体积与原油质量比）为97.53 m3/t，饱和压力约为9.77 MPa，原油体积系数为1.297。长8 油藏原油伴生气组分中烃体积分数为97.86%，其中CH4体积分数为49.07%，无H2S 和CO 气体。

3 开发效果评价

3.1 压力变化特征

研究区油藏整体地层压力平稳，但平面分布不均，2019 年与2013 年对比整体地层压力保持水平由83.0%下降至82.0%，地层能量相对较稳。其中，中部C335 区、西部L 43‐67 区压力保持水平较高，其他区块压力保持水平低。3 口可对比井压力保持水平由66.0%上升至95.0%，恢复速度为1.33 MPa/a。从主/侧向地层压力保持水平变化来看，主/侧向压力逐步恢复，侧向压力高于主向，目前主/侧向压力趋于平衡，可对比井压力显示主/侧向平均压力差1.4 MPa。主/侧向可对比井地层压力保持水平对比如图1 所示。

图1 主/侧向可对比井地层平均压力及压力保持水平对比

3.2 水驱动用特征

油藏整体水驱动用程度逐年升高，2019 年为66.0%，其中中部C335 区、西部L 43‐67 区水驱动用程度较高，分别为73.5%、73.2%；北部C96 区、西南G166 区水驱动用程度相对较低，分别为57.5%、67.6%。针对注水井剖面吸水不均或尖峰吸水，实施堵水调剖措施治理，水井剖面吸水状况变好，水驱动用程度增加。例如，L 48‐55、L 41‐70 井实施堵水调剖后，吸水厚度分别由15.3、5.2 m 增加到20.5、8.4 m，效果较好。

3.3 见水见效特征

C335 长8 油藏目前综合含水率41.6%（体积分数，下同），处于中含水开发阶段，各油井的含水率分布在20.0%～40.0%。其中，含水率小于40.0%的油井占65.5%。目前，北部C96 区、西部L 43‐67区、西南G166 区含水率上升较快，其中含水率大于80.0% 的油井分别占20.0%、23.0%、14.0%；南部L 58‐53 区目前含水率相对较低，油井的含水率主要分布在小于60.0%的范围。油藏平面见水特征主要为点状见水及条带状见水，北部C96 区、西部L 43‐67 区、西南G166 区高含水井较多，中部C335区、南部L 58‐53 区高含水井相对较少，油藏整体含水率随采出程度的增加而缓慢上升。根据油井生产动态特征，见水见效可分为四种类型，即增产型、稳产型、含水上升型、水淹型。统计油井见效类型发现，油藏主要见效类型为稳产型，其次为含水上升型和增产型。对比油藏见效类型、见水类型、产能状况、非均质性、渗透率等储层状况可知，增产型、含水上升型的井储层物性最好；含水上升型井的非均质性略强于增产型井；水淹型、稳产型的井储层物性相对较差，但水淹型井非均质性最强，稳产型井非均质性中等偏弱（见表1）。

表1 不同见效类型井储层与产量特征统计结果

油藏受砂体控制呈条带状展布，受注采井网影响，注水见效井以双向受效为主，其占比为52.8%，其次为单向受效，其占比为23.9%，三向受效和四向受效井占比较低，主要集中在河道中部。油藏平均注水见效时间为11.9 个月，主向井见效时间略早于侧向井见效时间。南部L 58‐53 区、西部L 43‐67 区水驱指数较大，水驱效率较低，其他开发单元水驱指数相对较小，水驱效率相对较高。

3.4 水驱效果评价

综合分析C335 长8 油藏各开发单元水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、地层压力保持水平、注水见效时间等指标，对研究区注水效果进行了综合评价：西南G166 区注水效果最好，其次为中部C335 区，西部L 43‐67 区、北部C96 区注水效果中等，南部L 58‐53 区注水效果较差。

4 开发技术政策优化

综合利用油藏工程、矿场统计及数值模拟方法，明确了注采比、流动压力及采液速度等开发技术政策界限，为后续油藏高效开发提供了技术指导。

4.1 注采比

注采比是关系到产液量、注水量与地层压力的一个重要指标参数，是表征油田注水开发过程中注采平衡状况的指标。合理的注采比能保证合理的地层压力，是提高采收率的重要保证。根据油藏工程方法，确定耗水率、注采比及含水率之间的关系，以此绘制长8 油藏在不同注采比（IPR）下含水率与耗水率的关系曲线，结果如图2 所示。由图2 可以看出，耗水率随着注采比的增加而增大，中低含水期可采用高注采比，高含水期则要降低注采比。

研究区长8 油藏矿场实际注采比与单井日产油、含水率上升速度的关系如图3 所示。由图3 可以看出，注采比越大，产油量降低，含水率上升速度越快；在注采比为2.0 时，单井日产油量稳定，含水率上升速度平稳。通过数值模拟的方法，设置不同注采比模拟方案，比较不同注采比下的油藏累产油、含水率动态变化情况，确定注采比2.0 为最优。

图2 耗水率、注采比及含水率的关系曲线

图3 实际注采比与单井日产油、含水率上升速度的关系

研究区无效注水比例高，主要是因为：一是油藏局部注采不对应，砂体连通性差，井组有注无采；二是裂缝发育区存在窜流，注入水窜流至非油层段；三是受井况的影响，套管漏失。考虑无效注水比例平均为35%，C335 区长8 油藏矿场实际采用注采比为2.0。

4.2 流动压力

流动压力是油藏开发过程中研究的重要参数，其值不能过大，也不能过小。如果过大则容易减小生产压差，降低单井产量，影响采油速度；如果过小则生产压差过大，近井地带的地层压力过小，使原油脱气严重，增加渗流阻力，油井产量不仅不增加，反而减小。

根据油藏工程流入动态方程，得出不同含水率下无因次产量与流动压力的关系，即IPR 流入动态曲线。长8 油藏实际流动压力与单井日产油、含水率的关系如图4 所示。油藏数值模拟时流动压力分别设定为4.5、5.0、6.0、7.5 MPa 及9.5 MPa，对比了不同流动压力下油藏累产油、含水率的动态变化情况。由图4 可以看出，在流动压力为6.0 MPa 时，单井日产油量较大，含水率上升速度稳定，因此优选合理流动压力为6.0 MPa。

图4 实际流动压力与单井日产油、含水率的关系

4.3 采液速度

采用合理采液速度，应该能在现有的工艺条件下充分提高水驱油波及效果，注采井网及注采系统得到优化设计。C335 区长8 油藏合理采液速度的确定是解决开发矛盾的关键，如果采液速度过大，则导致局部低压点，造成注入水单向突进，含水率上升较快，缩短低含水率采油期；如果采液速度过低，含水率上升速度能得到控制，但不能高效采油。实际采液速度与单井日产油、含水率的关系如图5 所示。由图5 可知，当采液速度为0.7%时，单井日产油量趋于稳定，含水率上升速度较慢。数值模拟时采液速度设置为0.3%、0.5%、0.7%、0.9%、1.1%，比较不同采液速度下的油藏累产油、含水率动态变化情况，优选合理采液速度为0.7%。