侏羅系油藏開發規律研究及效果評價

張換果，李元龍，陳新晶，李彥秋，尹宏佳，李海菲，吳育鵬，何汶鍶，鄭 奎，李紅雷，柴慧強，李秋德

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

1 油田概況

1.1 地質概況

胡尖山油田H151 區主力生產層為延92+3，屬巖性-構造油藏，呈現東高西低的構造格局，局部發育東西向或近東西向的鼻狀隆起。河道主要呈北東-南西和南北向展布，由于河道沉積砂體沿主河道方向物性較好，砂體基本連片，厚度較大。與其它油層相比，該區具有孔隙度大、滲透率高、含油飽和度高、儲層物性相對較好的特點（見表1）。

1.2 開發歷程及現狀

H151 區于2007 年采用300 m×300 m 三角形井網投入開發，2007 年逐步完善注采井網，2010-2012 年在南部和北部擴邊7 個井組，動用含油面積8.55 km2，動用地質儲量628.14×104t，累計建產9.6 萬t。

目前油井79 口，日產油水井156 t，單井產能2.01 t/d，綜合含水71.4 %；注水井數28 口，日注水平544 m3，月注采比0.82，累計注采比0.85。

該區2009 年年產油量達到高峰，2012 年開始產量下降，預計2015 年產油5.77 萬t，累產油達到64.36萬（t見圖1）。

圖1 H151 區歷年年產油柱狀圖

2 開發規律及效果評價

2.1 水驅效果逐漸好轉

由H151 區含水與采出程度圖可以看出（見圖2），開發初期含水穩定，注水見效后含水先快速上升，后逐漸減緩；平面上表現為西部邊水區推進速度逐漸減緩，剖面上水驅動用程度逐年增加，說明水驅效果逐步轉好。

圖2 H151 區含水率與采出程度關系圖

經研究發現，注入倍數隨著采出程度的逐漸增加而逐漸降低，表明注入需求量逐漸降低；存水率、水驅指數均表現為先上升后下降，表明需要的注水量越來越小。由此說明該區初期以邊底水能量驅動為主，目前則轉為注入水驅動為主。

2009-2010 年隨著注采井網的不斷完善累積存水率慢慢升高后逐漸穩定，目前區塊含水71.4 %，階段存水率0.20，月度注采比0.82，在0.8～0.9，說明目前的注采比較為合理（見圖3）。

圖3 階段存水率和含水變化曲線

2.2 地層能量逐步上升

由H151 區歷年壓力柱狀圖可以看出（見圖4），該區從2009 年開始注水逐步見效，地層壓力逐步回升，但是北部、中部因壓力上升速度較快，在平面上壓力場分布不均勻，存在異常高壓和異常低壓區域。

表1 胡尖山油田不同開發層位儲層物性對比表

圖4 H151 區歷年壓力柱狀圖

經研究發現，采液指數隨著時間延長逐步上升，表明能量利用情況有所上升，后期受含水上升影響采油指數呈下降趨勢，總體能量利用狀況較好。

2.3 流動壓力趨于合理

利用Vogel 方程：

繪制出H151 區延9 油藏的IPR 曲線（見圖5）。區塊目前含水71.4%，流壓取值為2.2 MPa 時，產量最高。

圖5 H151 區IPR 曲線

結合歷年來系統試井試驗結果和動靜態資料綜合分析認為，該區目前流壓保持在2.4 MPa 左右比較合理，與理論值基本相符。

2.4 剩余油分布規律

通過數值模擬研究表明（見圖6），H151 區主力層剩余油主要分布在油藏中部、北部構造較高部位，開發井井間部位連片富集，沿西部邊水水線以內富集；其次為中部井網不完善區域、底水錐進側翼部位，水下分流河道分岔部位相對比較富集。

圖6 H151 區剩余油分布圖

3 開發規律應用

3.1 確定含水上升影響因素

經研究發現，油井初期含水隨著儲層原始含水飽和度上升而上升，呈正相關關系；隨著儲層電阻率降低而上升，呈負相關關系；因此油井初期含水受儲層原始含水飽和度控制。從含水平面分布變化情況可以看出，隨著開發時間延長，油藏邊底水內推十分明顯，且內推速度逐漸減緩，導致西部邊水區和南部底水區油井含水上升速度較快；而油藏北部和中部油井含水上升則主要受注入水影響。

3.2 確定注采開發單元

該區一直以來始終堅持“不斷持續深化油藏認識，分區域制定開發技術政策”的思路，綜合儲層物性各項參數，將其劃分為四類流動單元，再結合油藏實際開發中的含水上升情況、采液采油指數變化情況、遞減情況、壓力變化情況、見效情況、以及邊底水發育狀況，不斷優化油藏開發技術政策，以實現控水穩油的目標。

目前將油藏劃分為四個注水開發單元，針對每個單元開發現狀、開發技術政策、以及目前存在主要開發矛盾持續優化注水政策，下步繼續整體保持目前注水政策不變，局部進行微調。具體調整為北部高壓區控制注水，中部更新區和南部底水區加強注水（見表2）。

表2 胡151 區延9 油藏不同開發注水單元物性和開發技術政策統計表

3.3 明確套破井和長停井治理方式

3.3.1 套破井治理 該區自2007 年規模開發以來，開發時間較長，目前已經進入中高含水期。近兩年來油水井套破問題顯得尤為突出，造成產量損失嚴重。截止目前該區已出現套破井9 口，其中注水井1 口，油井8 口。

從5 口套破井工程測井圖不難發現，該區油水井在1 300 m 以下全井段套破，且在射孔段上下均有分布，導致座封難度加大。借鑒同類油藏套破治理方式，該區選擇以實施更新井為主要治理方式。

針對套破井所在油藏位置、構造、油層物性、初期產量、以及歷史開發數據，分析有無更新潛力，再結合前期座封效果和剩余油分布規律，選擇在剩余地質儲量和剩余油豐度高處部署，該區剩余油豐度高區域總是在微構造高點附近、同時注采井網又控制不到的地區，因此更新井最好布在原采油井中間，避免在原油水井之間布井。針對這一原則，2014-2015 年針對8 口套破油井實施更新井6 口。

通過6 口套破井更新前后測井資料對比發現（見表3），油藏開發初期平均油層厚度12.3 m，含油飽和度58.0 %，油水界面-69.4 m；6 口井經過6.2 年開采，平均單井采出1.20 萬t 原油，目前含油飽和度為51.5 %，含油飽和度下降6.5 %，油水界面上升至-66.0 m，油水界面抬升了3.4 m。

典型井H181-54 井于2007 年投產，累計生產7.0年，累計產油1.50 萬t，通過更新井與原井測井曲線對比，該井油水界面上升8.4 m，抬升明顯（見圖7），且油層段含油飽和度下降4.3 %。但剩余油飽和豐度比較高，后期開發潛力仍然很大。

從表3 可以看出，該區油水界面明顯上升，但因油藏受構造影響，導致各單井抬升速度有所不同，且無統一油水界面；同時含油飽和度下降明顯，但大部分井剩余油飽和度仍然比較高，后期開發潛力大。通過更新井實施效果，進一步驗證并豐富了對該區剩余油分布的認識。

圖7 H181-54 井更新前后測井圖

3.3.2 長停井治理 結合油水井歷史生產資料及鄰井動態，認真分析該區10 口長停井成因，根據“油井水淹不等于油層水淹”的思路，在地層滲流規律和剩余油分布規律認識的基礎上，分析油水運動規律，分析復產潛力。該區剩余油豐度高區域總是在水下分流河道分岔部位和沿西部邊水水線以內富集，因此2015 年先后對水下分流河道分岔部位的H180-57、H178-57 井進行復產，復產后日產油達1.72 t，復產效果好。下步繼續對沿西部邊水水線以內的H178-55、H178-54 井進行復產，提高最終采收率。

4 結論與認識

（1）H151 區初期含水受儲層原始含水飽和度控制，后期因邊底水錐進和注入水影響導致含水上升較快；而剩余油分布則受微構造高點控制，主要分布在油藏中部和北部構造較高部位。

（2）通過劃分注采開發單元，不斷優化開發技術政策，區塊水驅效果逐漸好轉、注采比合理，地層能量逐步上升，流動壓力趨于合理，油田開發穩定，開發效果好轉。

表3 H151 區延9 油藏采油井更新前后參數對比表

（3）結合剩余油分布規律，通過套破井更新、長停井復產，區塊水驅特征曲線后期斜率明顯變小，油田開發形勢變好。

（4）通過分析總結H151 區延9 油藏開發規律及應用效果，對油田后期穩定開發具有一定的指導意義，同時對同類新開發油藏的開發技術方案制定具有借鑒作用。

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