盤古梁侏羅系不同開發階段穩產技術對策探討

張 彬，梁高紅，蘇幽雅，張戰雨，吳國文，王登安

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

盤古梁侏羅系油藏在區域構造上屬于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡中段, 區域構造為一向西傾斜的大型平緩單斜。構造形態上表現為東高西低，北低南高的構造特征。主要開發層系為延9、延10 層，儲層物性相對較好，受沉積相帶控制，平面上和縱向上非均質性較強。油藏類型屬構造-巖性油藏，油藏邊底水不活躍，原始驅動類型為彈性驅。

1 油藏不同開發階段穩產技術對策探討

1.1 穩產的影響因素

盤古梁侏羅系油藏影響穩產的因素包括客觀及主觀因素，客觀方面具體表現為平面矛盾突出、剖面非均質性強，主觀方面主要表現在注水時機以及開發技術欠合理等方面（見圖1）。

圖1

1.1.1 平面矛盾突出 侏羅系油藏儲層平面非均質性較強，平面水驅特征復雜。如塞248 延9 油藏，平面非均質性較差是導致油井含水上升的主要原因之一，且呈現多方向見水特征，容易造成平面水驅及平面采液不均。

1.1.2 剖面非均質性強，水驅儲量動用程度低 縱向上非均質性表現為高低滲段交替出現，變化頻繁，表現出較強的非均質性；注入水主要沿高滲段驅替，低滲段動用程度低，水驅效率差（見圖2，圖3，圖4）。

1.1.3 注水時機不合理 盤古梁侏羅系油藏自然能量開發有限，注水時機不合理導致地層能量損失嚴重，遞減較大。新52 及ZJ4 2005 年產建區注水以同步注水為主，前3 個月遞減分別為-0.68 %和12.0 %，前6 個月遞減分別為-3.68 %和13.8 %；而陜92 2010 年產建區及ZJ4 2004 年產建區注水以滯后注水為主，前3 個月遞減分別為13.28 %和7.05 %，前6 個月遞減分別24.7 %和37.4 %。注水時機的不合理直接導致油藏初期遞減過大，同時后期對油藏的有效驅替壓力系統的建立增加了難度，影響油藏穩產效果。

1.1.4 注開發技術不合理 塞248 延9 油藏開發技術不合理，平面采液不均，且采液強度偏高，4 年時間水驅前緣突破油井，兩項遞減逐年增大，含水上升率居高不下，5～6 年時間開發跨越中含水采油階段，未能有效延長油藏中低含水采油期。

1.2 油藏開發階段的劃分界限

侏羅系油藏原始水飽較高，投產初期為無水采油期，投產后即為中含水采油期，根據實際開發經驗將中含水期進行劃分。通過油藏油水兩項滲透率曲線分析認為，當含水在50 %左右時，油相滲透率與水相滲透率基本相同，當含水大于50 %以后，水相滲透率的上升速度遠大于油相滲透率的下降速度，油水兩相總流度比下降，油藏控水穩油的形勢將進一步加劇，因此含水以50 %為界限將中含水期劃分中含水開發前期（20 %＜fw＜50 %）及中含水開發后期（50%≤fw＜60%）。當含水＜20 %時，含水上升緩慢，含水20 %～60 %時，含水上升速度最快，60 %～80 %時上升趨勢有所減緩，含水＞80 %以后，含水上升變得更加平緩。不同開發階段，油藏暴露的開發矛盾不同，因此采取的開發對策也有所不同（見圖5，圖6，圖7）。

1.3 油藏不同開發階段的開發矛盾及技術對策探討

1.3.1 中含水開發前期（20 %＜fw＜50 %） 該開發階段開發矛盾一方面表現在油藏注采欠合理，加劇平面和剖面矛盾，油井含水上升快，低含水采油期短。通過注重初期合理的注采政策，實現有效延長中含水采油期。以新52 延9 油藏東部為例，油藏初期注采技術合理，中含水采油期達到11 年，這一階段地質儲量采出程度為17.6 %，采油速度保持在1.4 %以上；另一方面以ZJ2 延9 油藏為例，油藏初期注采強度欠合理，ZJ2延9 采液強度過大，導致油井含水快速上升，3～4 年跨越中含水開發階段。

圖2 馮105 巖心物性夾層圖

圖3 柳15-40 縱向滲透率變化圖

圖4 柳19-31 縱向滲透率變化圖

開發矛盾第二方面表現在壓力保持水平過分強調快速恢復，導致有效驅替壓力系統難以建立。通過注重有效驅替壓力系統有序建立，為提高油藏開發水平奠定基礎。以陜92 延9 油藏為例，油藏初期注采強度平穩，地層能量穩步回升，7 口可對比井壓力由7.3 上升到7.8 MPa ，壓力恢復速度0.4 MPa/a，有效的驅替壓力系統得到有序建立，兩項遞減及含水上升率均保持為負值，夯實了油田穩產基礎；另一方面以ZJ4 延9油藏為例，油藏初期受注水時機（滯后1 年）影響，泄壓嚴重，初期壓力保持水平為35.4 %，未建立有效驅替壓力系統。投注后注采比偏大，壓力恢復速度偏快，0.74 MPa/a，壓力恢復伴隨含水上升明顯（見圖8）。

圖5 新56 區采出程度與含水圖

圖6 ZJ2 區采出程度與含水圖

圖7 ZJ4 區油水相對滲透率曲線

圖8 陜92 區含水與采出程度關系曲線

開發矛盾第三方面表現在注水井射開程度低，水驅動用程度低。通過避免盲目補孔以提高水驅動用程度，從而造成水驅效果變差。由于侏羅系油藏初期射開程度低，水驅動用程度低，受沉積韻律及重力等因素影響，補孔提高水驅動用容易造成吸水下移，水驅效率下降，因此需謹慎。

1.3.2 中含水開發后期（50 %≤fw＜60 %） 該開發階段開發矛盾一方面表現在油井含水上升速度加快、遞減加大。通過開展以注水及采液為主的平面注采結構調整抑制油井含水上升速度。以塞248 延9 油藏為例，2008-2009 年水驅前緣突破油井，造成油井含水上升加快，通過精細平面注水和均衡平面采液措施，地層壓力穩步回升且更趨均衡。

另一方面表現在油藏含水超過50 %時，常規注采調整措施效果不明顯。通過開展注水井的整體剖面治理為主的剖面調整，改善油藏開發形勢。盤古梁侏羅系自2008 年以來不斷強化注水井剖面治理，各區塊遞減及含水上升率得到明顯抑制，特別是ZJ4 延9、塞248延9、新52 延9 及盤33-21 延9 油藏效果尤為明顯。

1.3.3 高含水開發期（60 %≤fw＜90 %） 該開發階段主要矛盾表現在局部儲量失控，剩余油分布復雜。主要及時對策是通過加密調整及三采實驗等方法挖潛剩余油。

加密調整：以ZJ2 延10 油藏為例，該油藏采油速度低，油藏進入高含水開發階段，但采出程度僅6.72 %，常規治理手段十分有限。通過2010-2012 三年加密調整來看，取得了一定的效果，尤其是2010 年加密井，目前單井日產油仍然保持在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 油藏為例，該油藏已進入高含水開發階段。通過微生物三次采油實驗，提高油藏最終采收率。從油藏增油角度來看取得了較為明顯的效果，同時采出程度與含水關系曲線向右偏移，總菌濃度也明顯上升，開發形式得到一定改善（見表1）。

2 結論及認識

（1）開發初期，政策的制定和執行是否合理是能否延長中含水前期的關鍵，是油田穩產的基礎。

（2）處于中含水開發前期的油藏，應注重初期的注采調控，注重有序建立驅替壓力系統，同時避免盲目補孔以提高水驅動用程度。

（3）處于中含水開發后期的油藏，開發矛盾日益凸顯，應注重平面精細注采調控和以注水井整體剖面治理為主的剖面調整，抑制油井含水上升速度，提高一次井網水驅采收率。

表1 不同開發階段油藏穩產潛力方向

（4）處于高含水開發期的油藏，常規注采調控效果不明顯的油藏適時開展加密調整、三次采油等試驗，探索挖潛剩余油的有效方式。

［1］ 陳鐵龍，蒲萬芬.油田控水穩油技術論文集［M］.北京：石油工業出版社，2000.

［2］ 胥中義. 邊底水油藏開發中后期調整挖潛技術研究及應用［J］.石油化工應用，2009，28（1）：76-77+80.