盤古梁Y油藏注水開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用效果

曾小燕，王海文

（1.長江大學(xué)武漢校區(qū)地質(zhì)工程，湖北武漢434023；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤古梁Y油藏注水開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用效果

曾小燕1，2，王海文2

（1.長江大學(xué)武漢校區(qū)地質(zhì)工程，湖北武漢434023；2.中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤古梁Y油藏物性差，有效的驅(qū)替系統(tǒng)難以建立，同時油藏平面矛盾突出，含水上升井多，針對困擾和影響Y油藏穩(wěn)產(chǎn)的主要因素和產(chǎn)量大幅度遞減的實際問題，研究認(rèn)為該油藏不適宜采用整體定注采比，應(yīng)采用分區(qū)、分時步變注采比方式進行開采。通過在油田開發(fā)中應(yīng)用制定的技術(shù)方案，油田自然遞減由8.11%下降到-0.04%，取得了良好的開發(fā)效果。

盤古梁Y油藏；特低滲透；注水開發(fā)技術(shù)方案

在特低滲透油藏的注水開發(fā)中，由于非達(dá)西滲流特征影響，油田注水開發(fā)均存在啟動壓力梯度，物性不同，注水開發(fā)技術(shù)不同，而目前國內(nèi)外對于如何制定并合理特低滲油藏開發(fā)技術(shù)方案尚沒有成功的范例可以遵循。

本文通過研究盤古梁Y特低滲油藏的儲層和動態(tài)特征，借助多種手段制定合理油藏注水開發(fā)技術(shù)方案，通過應(yīng)用制定的方案實現(xiàn)了油藏的高效穩(wěn)定開發(fā)，同時為同類油藏制定開發(fā)技術(shù)提供了借鑒。

1　油藏概況及開發(fā)中存在的問題

盤古梁Y油藏屬于典型低壓、低滲透、低飽和整裝油藏，平均空氣滲透率僅為1.49×10-3μm2。巖心及野外露頭觀察結(jié)果表明盤古梁Y北東向原始微裂縫呈張剪狀態(tài)，預(yù)測滲透性能相對較好，同時應(yīng)用微地震法對油井壓裂時產(chǎn)生的人造裂縫的方向進行了監(jiān)測，結(jié)果證明人工裂縫與主應(yīng)力延伸方向一致，為NE62.3°左右。

2001年油藏采用菱形反九點面積注水開發(fā)，主應(yīng)力方向是注水單向突進的優(yōu)勢方向，截止2013年底共有57口主應(yīng)力方向油井水淹。

油田目前開油井350口，平均日產(chǎn)液1 616 t，平均日產(chǎn)油1 053 t，綜合含水25.78%，注水井160口，平均日注水量5 603 m3，累計產(chǎn)油450.084 1×104t，累計注水1 556.415 4×104m3，月注采比3.05，累計注采比2.06，地質(zhì)儲量采出程度12.03%。

2　油藏注水開發(fā)技術(shù)方案的研究及制定

針對開發(fā)中存在的問題，通過強化地質(zhì)認(rèn)識，開展數(shù)值模擬研究，不斷進行注采參數(shù)及注水方式的調(diào)整，尋找最優(yōu)化的注水開發(fā)技術(shù)方案。

2.1數(shù)值模擬優(yōu)選方案

通過不同注采比、不同開采規(guī)模組成的方案預(yù)測結(jié)果分析，對油藏中部開發(fā)主要指標(biāo)穩(wěn)產(chǎn)時間、含水率、采出程度等進行了分析，結(jié)果表明1.2～1.4的注采比適合油藏開發(fā)，1.2左右注采比最優(yōu)（見圖1）。

圖1　含水率與采出程度曲線

表1　盤古梁長6油藏分區(qū)域開發(fā)技術(shù)方案評價表

以上述研究結(jié)果為基礎(chǔ)，對油藏不同區(qū)域設(shè)計了分區(qū)分時步變注采比試驗方案，主要針對注采比進行調(diào)整，認(rèn)為注采比應(yīng)根據(jù)注水見效和累計注采關(guān)系適當(dāng)調(diào)低，注水見效幅度大的區(qū)域注采比保持在1.0～1.1左右，油藏邊部注水未見效區(qū)域或見效幅度較小、低產(chǎn)低效區(qū)注采比分別保持在1.5、1.3、2.0左右更合理，調(diào)整方式采用井組控制，分時步調(diào)整不同井組注采比。

2.2依據(jù)動態(tài)分析結(jié)果制定合理注水開發(fā)技術(shù)方案

2.2.1“先強后弱”-先建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)、后保持溫和注水的格局油藏中部儲層物性最好部位開發(fā)初期采用1.2的注采比強化注水，但在半年左右時油藏產(chǎn)量持續(xù)遞減，沒有見效的跡象，證明油水井間沒有形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)，故上提注采比到1.5～1.6，油井在6～8個月內(nèi)大面積見效，由38口很快增加到113口，油藏產(chǎn)量逐步上升，形成了穩(wěn)定的生產(chǎn)能力，見效以后及時下調(diào)注采比到1.0～1.2，截至目前油藏主體部位油井開發(fā)形勢穩(wěn)定，平均單井產(chǎn)能始終保持在4.5 t以上（見表1）。

2.2.2根據(jù)不同區(qū)域、不同井組的動態(tài)反應(yīng)執(zhí)行不同的開發(fā)技術(shù)方案同時由于油藏不同部位儲層物性存在差異，油藏邊部、東北、西南角在相同開發(fā)技術(shù)和注水周期內(nèi)（與注水見效區(qū)域相比），注水不見效，所以在該區(qū)域進行合理注水方式的探討，進行了5次大規(guī)模的注水調(diào)整，分區(qū)域跟蹤能量和產(chǎn)量變化，尋求既能適合這些區(qū)域儲層特征又能發(fā)揮油井生產(chǎn)能力的注水方案，通過應(yīng)用調(diào)整后的注水方案，2013年油藏分區(qū)域動態(tài)好轉(zhuǎn)，含水突進的現(xiàn)象減弱，75口老井日產(chǎn)油由3.61 t上升到3.72 t，含水略有下降。

3　開發(fā)技術(shù)方案應(yīng)用效果

3.1水驅(qū)狀況變好

通過不同區(qū)域不同開發(fā)技術(shù)方案的實施，油藏水驅(qū)狀況好轉(zhuǎn)，油藏水驅(qū)儲量動用程度由61.4%上升到62.4%，水驅(qū)指數(shù)由3.067 3上升到3.184 7，存水率由0.920 7上升到0.920 9。

3.2見效油井不斷增多

截止2013年12月共有見效井85口，見效比例達(dá)到24.7%，動態(tài)上表現(xiàn)為“三升一穩(wěn)”，平均單井日增油1.01 t，地層能量保持水平達(dá)到105.0%。

3.3油藏含水上升較快的勢頭得到控制

油藏主砂體帶有212口油井含水小于10%（平均7.4%），注采調(diào)控效果明顯。2013年無新增含水突變井，油藏開發(fā)步入良性循環(huán)，純老井流壓由2.76 MPa上升到3.00 MPa，油藏供液能力進一步加強，遞減由8.11%下降到6.62%。

4　結(jié)論

（1）研究結(jié)果認(rèn)為盤古梁Y油藏不適宜采用整體定注采比，應(yīng)根據(jù)井組儲層和動態(tài)特征采用分區(qū)、分時步變注采比方式進行開采。

（2）對油藏主體帶、注水見效區(qū)域初期建立驅(qū)替系統(tǒng)時采用1.5～1.6的注采比，注水見效以后注采比保持在1.2左右；油藏邊部注水未見效區(qū)域或見效幅度較小、低產(chǎn)低效區(qū)注采比保持在1.5～2.0左右，并根據(jù)油藏動態(tài)反映及時調(diào)整。

（3）制定的注水技術(shù)適應(yīng)性良好，2013年油藏動態(tài)好轉(zhuǎn)，含水突進的現(xiàn)象減弱，純老井流壓由2.76 MPa上升到3.00 MPa，油藏供液能力進一步加強，遞減由8.11%下降到6.22%。

［1］周思賓，曲建山，張書勤著.特低滲油藏注水時機對開發(fā)的影響［J］.斷塊油氣田，2008，15（1）：63-65.

［2］張莉，楊亞娟，張玉玲，等.陜甘寧盆地川口油田低滲透油藏Y油層裂縫特征［J］.西北地質(zhì)，2002，35（2）：41-45.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.019

TE357.6

A

1673-5285（2015）03-0072-02

2015－02-09

曾小燕，女，中國石油大學(xué)（華東）畢業(yè)，油田開發(fā)地質(zhì)工程師，主要從事油田勘探開發(fā)工作。