長慶油田A區(qū)延長組低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)技術(shù)研究

焦少舉，衛(wèi)勝利，秦貝貝，吳　瑩，羅濯濯

長慶油田A區(qū)延長組低滲透油藏穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)技術(shù)研究

焦少舉，衛(wèi)勝利，秦貝貝，吳瑩，羅濯濯

（中國石油長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅慶陽 745000）

針對長慶油田A區(qū)延長組低滲透油藏開發(fā)矛盾突出的難題，通過原因分析，從油藏描述、注采剖面治理以及開發(fā)新技術(shù)著手，開展了穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)應(yīng)對措施研究，為油田后期開發(fā)提供指導(dǎo)。

低滲透油藏；開發(fā)技術(shù)；延長組；長慶油田

1　A油田開發(fā)現(xiàn)狀

A油田位于鄂爾多斯盆地陜北油氣疊合富集帶，為延長組低滲透油藏，沉積相為湖成三角洲沉積，目前綜合含水已超過50%，處于中含水階段，目前主要面臨以下困難：

1.1地層堵塞引起采液采油指數(shù)下降

隨著油田采出量的增大，含水的上升速度加劇，油藏的采液（油）指數(shù)呈下降趨勢。與2000年相比，采液指數(shù)從0.93m3/ d/MPa↓0.60m3/d/MPa，采油指數(shù)0.73t/d/MPa↓0.34t/d/MPa。通過規(guī)律研究一般在采出程度10%～20%之間，含水20%～40%之間井易發(fā)生地層堵塞，堵塞后產(chǎn)能損失較大。

1.2水驅(qū)儲量動用程度穩(wěn)定中有所變差

隨著油藏綜合含水的上升，油井新增見水井增多，油藏存水率降低，導(dǎo)致吸水情況逐年變差，水驅(qū)儲量動用程度逐年降低。特別在2008、2009年隨著含水上升加劇，水驅(qū)儲量動用程度逐年下降，2010年實施大規(guī)模水井剖面調(diào)整后，水驅(qū)情況略微有所好轉(zhuǎn)。

2　穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)對策研究

2.1油藏精細描述

2.1.1加強油藏精細描述，提高油藏地質(zhì)認識

在油田中含水開發(fā)期，在不斷加深油藏認識的基礎(chǔ)上，結(jié)合動態(tài)資料，開展二次精細油藏描述，通過儲層精細對比、沉積相研究、流動單元劃分、儲層非均質(zhì)研究，深化了對油藏地質(zhì)和開發(fā)歷程的再認識，更加切合實際的對剩余油分布進行準(zhǔn)確預(yù)測，為下步油藏的開發(fā)調(diào)整提供決策依據(jù)。

2.1.2開展剩余油潛力研究，分析剩余油有利區(qū)

剩余油在水驅(qū)方向側(cè)向富集較多，特別在油井與油井之間地帶剩余油分布較多。對微觀應(yīng)力變化研究發(fā)現(xiàn)，砂巖屬于塑彈性體，在應(yīng)力較低時，應(yīng)力—應(yīng)變曲線表面地層壓力過高導(dǎo)致微觀孔隙中的油流被卡斷，形成死油區(qū)。因此要控制地層壓力保持水平。A油田目前地層壓力保持水平105%。地層壓力保持水平相對適中，下步要控制局部高壓區(qū)的地層壓力，保持一個壓力分布均衡油層系統(tǒng)，均衡延長組藏壓力整體分布。

2.1.3開展小層連通性研究，加大老井查層補孔力度

研究認為延長組油藏層間滲流屏障主要為非滲透率性隔、夾層，巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)或鈣質(zhì)粉砂巖，且泥巖平均滲透率在0.01×10-3μm2以下，粉砂質(zhì)泥巖隔、夾層平均滲透率在0.05×10-3μm2左右，泥質(zhì)或鈣質(zhì)粉砂巖隔、夾層滲透率在0.08×10-3μm2以下。通過油層非均質(zhì)描述，從而加大油田內(nèi)部未動用儲層的動用程度，加大老井查層補孔力度，是實現(xiàn)老田油穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的有效手段。

2.1.4開展油層非均質(zhì)性研究，預(yù)測地下油水流動規(guī)律

通過地下油水流動規(guī)律的研究，分析水淹井原因，提出下步側(cè)鉆更新井部署方向，為側(cè)鉆更新井部署提供依據(jù)。針對暴性水淹井在水線側(cè)向、剩余油豐富方向部署側(cè)鉆井，針對孔隙性見水井分析油水流動規(guī)律，在流動性較差、剩余油豐富區(qū)域部署側(cè)鉆井。

2.2注水調(diào)控技術(shù)

2.2.1建立適當(dāng)注采關(guān)系

合理的注采關(guān)系模型，是使油藏獲得長期穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。在有效驅(qū)替系統(tǒng)建立以后，A油田開發(fā)堅持“總體溫和、局部調(diào)整、邊部加強”的注水開發(fā)技術(shù)政策，全區(qū)注采比保持在1.2左右，持續(xù)開發(fā)至2005年6月，后期隨著單井供液能力的持續(xù)下降，隨著單井日產(chǎn)液、動液面的持續(xù)降低。同時依據(jù)油藏不同部位吸水、采出變化和壓力恢復(fù)狀況等不斷上調(diào)注采比。截止目前注采比上調(diào)至1.8左右，取得效果液面保持平穩(wěn)，液量保持穩(wěn)定。

2.2.2針對油藏開發(fā)特征，分區(qū)塊注采技術(shù)政策

各區(qū)塊開發(fā)動態(tài)特征，結(jié)合各區(qū)塊的能量恢復(fù)及措施開展?fàn)顩r，對油藏各區(qū)塊根據(jù)調(diào)整方向?qū)ε渥嵤┱{(diào)整。

北部（注采比1.80）：采取措施培育區(qū)塊，根據(jù)油井措施方向適當(dāng)注水加強。同時對邊部下步有利產(chǎn)建區(qū)塊實施超前注水。中部（注采比1.10）：穩(wěn)定注采比，以微調(diào)為主。針對整體產(chǎn)降區(qū)塊配注整體上調(diào)，個別含水上升加劇井組配注下調(diào)控水。南部（注采比2.20）：持續(xù)注采強化，恢復(fù)西南部整體壓力，在西南部建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，提高單井產(chǎn)量。低產(chǎn)三角區(qū)（注采比2.85）：驅(qū)替系統(tǒng)難以建立，整體注采強化，為下步整體措施引效提供能量保證。

2.2.3以動態(tài)變化為主，結(jié)合油藏性質(zhì)，適時配注調(diào)整

依據(jù)不同部位注水井吸水、油井見效以及油藏的采出和壓力恢復(fù)狀況等制定不同的開發(fā)技術(shù)政策，促使平面上的水驅(qū)方向改變和剖面上水驅(qū)厚度的增加，提高注入水的波及體積，均勻壓力分布。

2.3提高水驅(qū)動用程度技術(shù)

根據(jù)不同沉積韻律水驅(qū)動用模式研究，結(jié)合吸水剖面監(jiān)測資料，通過礦場實踐應(yīng)用，A油田形成了一套提高水驅(qū)動用程度的技術(shù)系列。2010年共開展水井剖面治理34井次，可對比吸水厚度由8.6m上升至10.7m，全區(qū)水驅(qū)儲量動用程度由59.43%上升至61.73%。

淺層調(diào)剖工藝在該區(qū)應(yīng)用效果較好，2010年在一區(qū)應(yīng)用淺層調(diào)剖技術(shù)3井次，措施后油套壓平均上升1.4MPa，對應(yīng)

油井生產(chǎn)液量略有上升，建議下步推廣使用淺層調(diào)剖工藝調(diào)整水驅(qū)。

［1］ 胡文瑞.鄂爾多斯盆地靖安示范油田高效開發(fā)的理論技術(shù)與管理模式［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

［2］ 黃延章.低滲透油層滲流機理［M］.北京：石油工業(yè)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

焦少舉（1987—），男，甘肅會寧人，助理工程師，主要從事油田開發(fā)現(xiàn)場管理工作。

收稿日期：2016-06-06

作者簡介： 黃季維（1988—），男，四川自貢人，主要研究方向為理化檢測方向。