姬塬油田低滲透淺層油藏早期開發技術政策研究

楊志承，楊 健，許志雄，劉輝林，高少鋒，胡錦博，陳宇欽，姚 楊

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏開發概況

1.1 地質概況

姬塬油田低滲透淺層油藏開發層系復雜，淺層諸多層位均有動用[1]，其中以H 油藏開井數占比較大，占比達到78.7 %。單井分散，其中開采層位單一，且油水井較聚集，位于同一套砂體的主要為R 區H 油藏、S 區J 油藏、P 區K 油藏，注采井網較完善部位為H 油藏，日產油占比34.6 %。

H 油藏砂體呈北西-南東向發育，屬于巖性-構造油藏。主要開發層系為H12層，砂體平均有效厚度為5.2 m，平均孔隙度為14.1 %，平均電阻率為18.6 Ω·m，平均時差235.21 μs/m，平均滲透率為6.62 mD，平均含水飽和度為51.3 %。H 油藏2016 年投入開發，2017-2018 年依據砂體發育方向，逐漸擴大規模開發，目前油井開井16 口，日產油27 t，水井開井8 口，日注164 m3，油藏屬于開發初期。

1.2 儲層特征

H 油藏砂體呈北西-南東向發育，構造變化沿砂體發育方向，表現為東高-西低、北高-南低體征；油藏整體底水發育穩定，油藏中部底水厚度較大，平均厚度為4.31 m；局部夾層發育，東北方向邊部局部發育夾層，夾層厚度為0.5 m～1.7 m。

表1 H 油藏儲層均質性評價標準

H 油藏儲層沉積韻律以復合韻律為主，其中沉積特征為正韻律井占比為20 %，沉積特征為反韻律井占比為15 %，沉積特征為復合韻律井占比為65 %。從H油藏儲層特征平面分布可看出，平面具有一定的非均質性，西北部與東南部儲層物性發育略有差異[2]。H 油藏儲層平均變異系數0.46，突進系數砂體個數分類：18個＜2.0、4 個2.0～3.0、1 個＞3.0；級差砂體個數分類：21個＜10.0、2 個10.0～20.0，通過儲層均質特征評價標準（見表1），可得出H 油藏儲層非均質性弱，基本屬于均質儲層[3]。

2 小層注采對應關系分析

2.1 地層劃分依據與對比方法

利用標志層作為主要劃分依據，結合沉積旋回、巖性厚度對比等方法，高級別旋回控制砂層組，次級旋回控制砂層、小層；層位級別由大至小，反復驗證；旋回特征不明顯段，結合相鄰井及上下覆地層旋回特點，確定合理界線點；建立多條骨架對比剖面，逐層驗證，適當調整。通過以上劃分標準，以Y2 煤層頂為標志層（測井曲線上表現為高聲波、高電阻、低密度），多套煤層發育穩定，以煤層頂作為層劃分界線，將H 油層劃分為：H1層，小層厚度30.7 m；H2層，小層厚度24.0 m；H1層細分為H11小層，小層厚度為15.1 m，H12小層，小層厚度為15.6 m。

2.2 區域地層對比

通過沿砂體走向等海拔剖面連通對比可看出，H油藏煤層發育穩定，地層變化穩定，構造變化較小。

2.3 整體注采連通情況

通過油藏剖面連通狀況看出，油藏連通狀況較好，東北-西南向構造最大相差20 m，西北-東南向構造最大相差17 m，沿砂體方向構造變化較大。通過小層注采連通剖面可看出，油井R199-03 井單采層，其他15 口井均采層。主力開發層系為小層。

3 合理開發技術政策制定

3.1 早期開發技術政策

H 油藏2016 年7 月投產開發，2017 年5 月西北部投產，屬于油藏開發早期。初期受井網不完善影響，主要依靠自然能量開發，遞減較大。2017 年9 月完善井網，結合動態變化，逐漸加強注水，單井日注由17 m3上升到21 m3、注采比1.0～2.3、采液強度0.79 m3/d·m～0.91 m3/d·m。遞減逐漸下降：初期月度遞減為0.63 t，月度遞減率為2.77 %；注采井網完善后，月度遞減為0.39 t，月度遞減率為1.57 %。

3.2 早期開發形勢

H 油藏2019 年測得8 口井平均吸水厚度5.0 m，水驅動用程度71.4 %，單井注入強度較大6.5 m3/d·m，主要為射孔段附近吸水，尖峰狀占比較大62.5 %（5/8口）。H 油藏2019 年測壓6.14 MPa，借鑒姬塬油田同類油藏原始地層壓力為12.0 MPa，壓力保持水平51.2 %，壓力保持水平較低，主要受注采井網不完善影響。

通過西北部和東南部液量遞減及油量遞減對比。東南部液量遞減：前3 個月遞減率為5.5 %，月度遞減0.4 m3，前6 個月遞減率為5.9 %，月度遞減0.39 m3，前12 個月遞減率11.0 %，月度遞減0.6 m3；油量遞減：前3個月遞減率9.5 %，月度遞減0.36 t，前6 個月遞減率5.9%，月度遞減0.22 t，前12 個月遞減率4.0%，月度遞減0.15 t。西北部液量遞減：前3 個月遞減率5.8 %，月度遞減0.3 m3，前6 個月遞減率1.8%，月度遞減0.1 m3；油量遞減：前3 個月遞減率8.7 %，月度遞減0.19 t，前6 個月遞減率4.3 %，月度遞減0.09 t。可看出R 區投產初期遞減（液量遞減、油量遞減）西北部＜東南部。

3.3 動態變化

H 油藏目前與初期對比油量遞減大，其中：液量下降、含水上升井8 口，日損失油量18.1 t，含水上升井3口，日損失油量4.1 t，以液量下降、含水上升井為主，主要受能量保持水平下降，注采井網不完善，壓力保持水平不能及時恢復影響。西北部生產較穩定，東南部液量下降明顯，主要受底水發育影響，西北部厚度大于東南部；含水上升受采液強度較大影響，東南部采液強度大于西北部。

3.4 合理開發技術政策制定

3.4.1 合理壓力保持水平 一般地層壓力隨累積注采比的增加而增加，但當累積注采比超過某一值時，地層壓力隨著累積注采比的增加反而下降，將這一累積注采比稱為臨界累積注采比，其對應的壓力值即為合理的壓力保持值。借鑒侏羅系老區開發經驗，初期壓力保持水平基本保持在60 %～70 %。H 油藏目前壓力保持水平為51.2 %，壓力保持水平偏低。

3.4.2 合理流壓 目前H 油藏流壓依據IPR 曲線流壓穩定在4.6 MPa，產能發揮較好。目前東南部流壓穩定在4.8 MPa，西北部流壓穩定在6.8 MPa。

3.4.3 合理注水強度 根據注采平衡原理，油井投產后，合理注水量計算公式為：

式中：No-油井數，口；NW-水井數，口；Qo-日采油量，t；Bo-原油體積系數；ρo-地面原油密度，kg/m3；SW-采油井的初期含水率，小數；M-注采比，小數。

通過油藏工程法計算出，合理注水量為24.0 m3/d，合理注水強度2.52 m3/d·m。通過礦場實踐R197-01 井組注水強度為2.9 m3/d·m，井組含水逐漸上升，R194-02注水上調后，注水強度由1.4 m3/d·m 上升到1.6 m3/d·m，含水基本穩定，但液量呈下降趨勢明顯，H 油藏平均實際注水強度2.53 m3/d·m，屬于合理注水強度。

3.4.4 合理采液強度 臨界產量公式：

式中：Lo-原油黏度，mPa·s；Bo-原油體積系數；re-油井泄油半徑，m；rw-井筒半徑，m；b-射孔厚度，m；ho-油層厚度，m。

通過油藏工程法計算出，油藏有效厚度為5.2 m，臨界產量為5.3 m3，目前產量為4.7 m3，理論采液強度為1.02 m3/d·m。

通過礦場實踐，采液強度與含水變化關系可看出，采液強度≥0.9 m3/d·m（西北部）≈1.1 m3/d·m（東南部），含水變化呈上升趨勢，含水上升井較多，受本層水影響較大。目前采液強度基本合理。

3.4.5 合理單井產能 通過不同計算方法，得出R 區H 油藏合理產能為2.3 t（見表2）。

表2 H 油藏初期單井產能不同計算方法統計表

通過對比已開發不同侏羅系淺層油藏早期動態開發情況（見表3），綜合考慮R 區H 油藏單井產能目標：西北部2.5 t，目前單井產能為1.8 t（偏低），東南部2.1 t，目前單井產能為1.5 t，偏低。

結合油藏工程法計算結果、侏羅系老區開發經驗，合理壓力保持水平60.0 %～70.0 %，H 油藏壓力偏低；合理流壓為4.6 MPa 左右，H 油藏流壓偏大；合理采液強度1.0 m3/d·m 左右，H 油藏采液強度合適；合理注水強度1.52 m3/d·m 左右，H 油藏實際注水強度合適（見表4）。

R 區H 油藏整體上地層壓力保持水平偏低，目前受底水水驅影響較大。油藏遞減大，產能未能充分發揮，通過優化注采比、注水強度，提高壓力保持水平，穩定注采平衡，促使井組在控制含水的前提下，穩定見效。

表3 H 油藏與侏羅系老區塊早期實際開發變化統計表

表4 H 油藏開發技術政策評價

4 結論與認識

（1）本文通過對R 區H 油藏小層注采對應分析認識到局部小層注采不對應，油井持續遞減，針對此問題，實施轉注2 口，完善小層注采對應關系，提高水驅控制程度，由71.4 %上升到92.5 %。

（2）通過對小層注采對應關系、井組動態變化分析，同時結合油藏工程法，同類油藏對比法及礦場實踐動態變化，制定H 油藏早期開發管理技術政策，為后期穩定、高效開發制定合理方案。2019 年分部位優化注水政策，優化注水22 井次，以加強注水，補充地層能量為主，見效比例20 %（6/30 口），見效井累計增油213 t。

（3）通過對該區注水井吸水剖面調查，為有效提高水驅效果，針對性開展剖面治理措施，優先以油藏中部及動態反應強烈部位實施，實施堵水調剖3 口，提高剖面水驅效果，在控水穩油的前提下，促使油藏水驅快速見效，提高開發水平。