長慶油田A區延長組低滲透油藏穩產開發技術研究

焦少舉，衛勝利，秦貝貝，吳　瑩，羅濯濯

長慶油田A區延長組低滲透油藏穩產開發技術研究

焦少舉，衛勝利，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區延長組低滲透油藏開發矛盾突出的難題，通過原因分析，從油藏描述、注采剖面治理以及開發新技術著手，開展了穩產開發應對措施研究，為油田后期開發提供指導。

低滲透油藏；開發技術；延長組；長慶油田

1　A油田開發現狀

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）指數呈下降趨勢。與2000年相比，采液指數從0.93m3/ d/MPa↓0.60m3/d/MPa，采油指數0.73t/d/MPa↓0.34t/d/MPa。通過規律研究一般在采出程度10%～20%之間，含水20%～40%之間井易發生地層堵塞，堵塞后產能損失較大。

1.2水驅儲量動用程度穩定中有所變差

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，導致吸水情況逐年變差，水驅儲量動用程度逐年降低。特別在2008、2009年隨著含水上升加劇，水驅儲量動用程度逐年下降，2010年實施大規模水井剖面調整后，水驅情況略微有所好轉。

2　穩產開發對策研究

2.1油藏精細描述

2.1.1加強油藏精細描述，提高油藏地質認識

在油田中含水開發期，在不斷加深油藏認識的基礎上，結合動態資料，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、儲層非均質研究，深化了對油藏地質和開發歷程的再認識，更加切合實際的對剩余油分布進行準確預測，為下步油藏的開發調整提供決策依據。

2.1.2開展剩余油潛力研究，分析剩余油有利區

剩余油在水驅方向側向富集較多，特別在油井與油井之間地帶剩余油分布較多。對微觀應力變化研究發現，砂巖屬于塑彈性體，在應力較低時，應力—應變曲線表面地層壓力過高導致微觀孔隙中的油流被卡斷，形成死油區。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的地層壓力，保持一個壓力分布均衡油層系統，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、粉砂質泥巖、泥質或鈣質粉砂巖，且泥巖平均滲透率在0.01×10-3μm2以下，粉砂質泥巖隔、夾層平均滲透率在0.05×10-3μm2左右，泥質或鈣質粉砂巖隔、夾層滲透率在0.08×10-3μm2以下。通過油層非均質描述，從而加大油田內部未動用儲層的動用程度，加大老井查層補孔力度，是實現老田油穩產高產的有效手段。

2.1.4開展油層非均質性研究，預測地下油水流動規律

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

2.2注水調控技術

2.2.1建立適當注采關系

合理的注采關系模型，是使油藏獲得長期穩產的基礎。在有效驅替系統建立以后，A油田開發堅持“總體溫和、局部調整、邊部加強”的注水開發技術政策，全區注采比保持在1.2左右，持續開發至2005年6月，后期隨著單井供液能力的持續下降，隨著單井日產液、動液面的持續降低。同時依據油藏不同部位吸水、采出變化和壓力恢復狀況等不斷上調注采比。截止目前注采比上調至1.8左右，取得效果液面保持平穩，液量保持穩定。

2.2.2針對油藏開發特征，分區塊注采技術政策

各區塊開發動態特征，結合各區塊的能量恢復及措施開展狀況，對油藏各區塊根據調整方向對配注實施調整。

北部（注采比1.80）：采取措施培育區塊，根據油井措施方向適當注水加強。同時對邊部下步有利產建區塊實施超前注水。中部（注采比1.10）：穩定注采比，以微調為主。針對整體產降區塊配注整體上調，個別含水上升加劇井組配注下調控水。南部（注采比2.20）：持續注采強化，恢復西南部整體壓力，在西南部建立有效驅替系統，提高單井產量。低產三角區（注采比2.85）：驅替系統難以建立，整體注采強化，為下步整體措施引效提供能量保證。

2.2.3以動態變化為主，結合油藏性質，適時配注調整

依據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狀況等制定不同的開發技術政策，促使平面上的水驅方向改變和剖面上水驅厚度的增加，提高注入水的波及體積，均勻壓力分布。

2.3提高水驅動用程度技術

根據不同沉積韻律水驅動用模式研究，結合吸水剖面監測資料，通過礦場實踐應用，A油田形成了一套提高水驅動用程度的技術系列。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，全區水驅儲量動用程度由59.43%上升至61.73%。

淺層調剖工藝在該區應用效果較好，2010年在一區應用淺層調剖技術3井次，措施后油套壓平均上升1.4MPa，對應

油井生產液量略有上升，建議下步推廣使用淺層調剖工藝調整水驅。

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

［2］ 黃延章.低滲透油層滲流機理［M］.北京：石油工業出版社，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，主要從事油田開發現場管理工作。

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。