鐮刀灣長2油藏高含水期穩產對策研究

柳桂永，姜宇，張倢

（中國石油長慶油田分公司長慶實業集團，西安 710021）

1 區塊地質概況

鐮刀灣區塊位于陜北斜坡中部，安塞縣境內，油藏類型為構造巖性油藏。開發層系為長2、長6，其中長2為主力層系，動用含油面積17.65km2，動用地質儲量904.65×104t，油層埋深1100~1300m，油層厚度10~20m，平均孔隙度15.7%，平均滲透率14×10-3μm2，原始地層壓力7.15MPa。平面上劃分為西部的ZJ93區塊以及東部的L2區塊。

1.1 構造特征

長2層整體表現為“東高，西低”的單斜構造，地層傾角0.5°~1°；其上發育多個次一級小型鼻狀隆起構造組合；各小層繼承性較強。長213小層微構造顯示局部構造高點。

1.2 沉積及砂體展布特征

長213沉積早期ZJ93和L2區均為河道沉積，長213沉積中晚期則ZJ93區仍為河道沉積、而L2區則河道砂體沉積作用總體停止。長213小層北部及東北部發育4支0.7~1.5km河道。長213砂體發育、河道主體部位砂體厚達25m以上；砂體廣泛分布、連片性好，為一定規模油藏形成提供了良好的儲集砂體。

圖1 長213儲層沉積微相及砂體展布圖

1.3 儲集層特征

1.3.1 巖性特征

長213儲層巖性以灰綠色中、細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。

1.3.2 儲集空間類型

儲層孔隙以粒間孔為主，其次為長石溶孔。排驅壓力0.09MPa，中值半徑0.38μm，屬于大孔大喉型～中孔中喉型儲層。

1.3.3 儲層物性特征

長213儲層孔隙度最小值8.8%，最大值21.9%，平均值為16.24%。 滲透率最小值 0.13×10-3μm2，最大值 95.71×10-3μm2，平均值 27.29×10-3μm2，為低滲透儲層。

1.4 儲層非均質性

1.4.1 層內非均質性

ZJ93區變異系數0.52，突進系數2.52，級差6.39。L2變異系數0.36，突進系數2.21，級差6.15。從小層滲透率變異系數、突進系數及級差看，鐮刀灣長213油藏層內為中等非均質。其中，ZJ93區非均質性要比L2區非均質性略強。

1.4.2 層間非均質性

ZJ93區分層系數2.89，L2區分層系數2.56，從分層系數看，鐮刀灣長2油藏主力小層長213小層分層系數較高，砂體鉆遇率高；從砂巖密度看，各小層砂巖密度較高，砂體發育。其中，ZJ93區長213油層砂巖密度要比L2區大，砂體更發育，但分層系數較大，非均質性要強。

2 開發概況

2.1 開發現狀

ZJ93區開井39口，日產液529m3，日產油21.16t，含水96.0%，采油速度0.15%，采出程度8.9%。L2區開井61口，日產液645m3，日產油37.92t，含水94.1%，采油速度0.45%，采出程度18.4%。兩個油藏整體反映為采出程度低、含水高，產量逐年下降。

2.2 開發形勢

鐮刀灣兩個長2油藏近年來受油藏水洗特性、開發方式等因素影響，注水調控效果變差，遞減增長較快，水驅效果整體變差，目前ZJ93區兩項遞減12.0%，含水上升率4.4%。水驅儲量控制程度95.1%，動用程度52.2%，L2區兩項遞減12.3%，含水上升率1.4%。水驅儲量控制程度97.1%，動用程度56.3%，整體開發形勢較為嚴峻。

3 開發矛盾

3.1 平面壓力分布不均，局部壓力下降

圖2 ZJ93區和L2區壓力保持水平分布圖

ZJ93長2油藏地層壓力逐年上升，壓力保持水平由92.3%上升為94.0%，保持水平較高。ZJ93長2油藏西南部油井產量低，采油速度低，地層壓力保持水平較高，北部底水層相對較厚，且Ⅰ類底水接觸油井較多，整體壓力保持水平也較高；中部注水強度較大，地層壓力保持水平呈上升趨勢，近年來已逐步下調注水強度。

L2長2油藏局部地層壓力下降，壓力保持水平由79.6降低為78.5%，整體保持水平較低。L2長2油藏東北部壓力保持水平較低，西部壓力保持水平近年來呈下降趨勢，中部Ⅲ類厚隔層隔開底水井較多，能量供應較差，對該區域已加強注水，整體油藏壓力保持水平較低，地層壓力保持水平平面分布不均。

3.2 含水逐步上升，穩產難度大

ZJ93長2油藏含水上升主要受兩種因素影響：隔層發育程度及構造高低。西部隔層不發育且構造位置相對較低，油井易水淹。南部隔層發育、構造高區域含水相對平穩。東北部隔層發育、構造高區含水上升，分析注水強度過大。中部含水受隔層及構造以及注采強度等因素影響，平面含水分布不均，注采調控難度大，后期結合流動單元、剩余油及動態進行調整挖潛。

L2長2油藏含水上升主要受兩種因素控制：隔層發育程度及構造高低。西部隔層較發育，局部構造相對較高，整體含水上升較慢，受地層壓力下降影響，已增大注水強度。中部隔層不發育區，含水上升較快，且注采強度也較大，受底水和注入水雙重影響，調控難度較大，后期結合剩余油、流動單元及動態進行調整。東北部隔層發育含水相對穩定，但壓力逐年下降，應加強注水。

3.3 水驅儲量動用程度較低，水驅效果有待進一步改善

表1 長2油藏水驅動用程度統計表

時間 ZJ93長2 L2時間射孔段對應砂體厚度(m)吸水厚度(m)水驅儲量動用程度(%)射孔段對應砂體厚度(m)吸水厚度(m)水驅儲量動用程度(%)66.14 62.88 60.68 56.31 2015 2016 2017 2018 221.9 188.6 200.4 200.4 116.15 102.05 107.05 104.68 52.34 54.11 53.42 52.24 285.5 228.8 243.8 254 188.82 143.88 147.93 143.03

鐮刀灣長2油藏歷年水驅儲量動用程度呈下降趨勢，目前水驅儲量動用程度不到60%。從歷年測試情況分析尖峰狀、指狀、小層不吸水狀況較嚴重，水驅效果急需改善。

4 穩產對策研究

4.1 細分流動單元，合理注采比

依據2017年剩余油分布研究成果，綜合反映儲層巖性、物性特征，通過砂體厚度、油層厚度、孔隙度、滲透率，計算流動帶指數，劃分三類流動單元。

不同的流動單元應采用不同的注采比，Ⅰ類流動單元物性最好，最容易受效，加上具有一定底水能量，可采用較低的注采比，Ⅲ類流動單元物性最差，最不容易受效，可采用較高的注采比，Ⅱ類流動單元介于兩者之間。

Ⅰ類流動單元注采比設為 0.4、0.6、0.8、1.0、1.2，預測 10年。Ⅰ類流動單元隨注采比的增加，含水上升，產油量下降。但同時可以看到，地層壓力呈上升趨勢。合理的注采比，應保持合理的含水上升速度和地層壓力保持水平，綜合考慮，Ⅰ類流動單元合理注采比取0.6。同理，Ⅱ類流動單元合理注采比0.8；Ⅲ類流動單元合理注采比取1.2。

圖3 長213油藏不同注采比下累產油、含水、地層壓力變化曲線

圖 5 鐮 62-37、鐮 63-36、鐮 60-57、鐮 64-35、鐮 57-601吸水剖面圖

4.2 優化生產參數，合理生產壓差

4.2.1 合理地層壓力

根據同類油藏開發經驗，該油藏應盡量保持在原始地層壓力水平下開發，以地層壓降PR=△P/Pi<0.1為宜，即合理地層壓力保持水平應大于0.9Pi。研究區原始地層壓力為7.15MPa，所以該區地層壓力應保持大于6.4MPa。

4.2.2 合理井底流壓

因長2油藏具有一定底水，不同類型接觸井合理井底流壓也應有所區別。因鐮刀灣Ⅰ類接觸井占多數，主要對Ⅰ類接觸井的流壓進行優化。設置井底流壓分別為1.6、2.0、2.4、2.8。預測10年。

圖4 長213油藏不同井底流壓下累產油、含水變化曲線

隨井底流壓下降，Ⅰ類接觸井的采油量并未出現下降，含水反而有所下降，分析原因，主要是長2油藏開發時間較長，邊底水能量消耗較多，錐進趨勢較弱，隨井底流壓的下降，更多的是平面水驅油起主要作用。結合油藏工程論證結果，Ⅰ類接觸井的合理井底流壓取2.0MPa即可。

4.2.3 合理生產壓差

鐮刀灣長2油藏合理地層壓力6.4MPa，合理井底流壓為2.0MPa，因此合理生產壓差為4.4MPa左右。

4.3 開展注水井剖面治理，提高水驅波及體積（圖5）

根據歷年吸水剖面測試及井組產量變化情況，選擇鐮62-37、鐮63-36分注。鐮60-57下段無對應油井，建議隔注上段。由于縱向較強的非均質性或堵塞，部分注水井在注水過程中出現了小層不吸情況，下步建議對鐮64-35、鐮57-601上段進行重孔增注。

4.4 優選油井措施，挖潛剩余油

在剩余油富集區，對于部分由于滲透性較差而導致低產的油井，若地層能量較高，則可以考慮進行重復壓裂引效。部分老井存在一定的潛力層位，目前仍未打開，剩余油較多，在目前高含水開發階段，可考慮潛力層補孔，增加油井單井產能和提高剩余油采出程度。

5 結論

①鐮刀灣長2油藏為典型的構造巖性油藏，研究區長213為網狀河沉積，砂體廣泛分布、連片性好，為一定規模油藏形成提供了良好的儲集砂體；

②長213油藏底水較發育，不同類型底水接觸流壓也不相同。通過油藏工程論證，I類底水接觸井合理井底流壓為2MPa，合理生產壓差為4.4MPa；

③目前進入高含水期后，常規注水調整見效慢，急需通過開展注水井剖面治理、按流動單元注水調整、老井措施挖潛等綜合手段來減緩產量遞減；

④針對目前長2油藏低采出程度、高含水、剩余油分布高度零散的現狀，下步可考慮區域及局部加密、滾動擴邊，并開展聚合物微球調驅等非常規措施，控制含水上升。