楊帥等

摘 要：吳旗油田新255區(qū)長6油藏屬于超低滲低壓油藏，縱向上非均值性強，儲層孔滲條件上差下好，注入水在重力作用影響下，易沿底部高滲透層段推進，造成剖面上吸水不均一、吸水下移。文章通過新255區(qū)長6油藏的研究，早期強化注水技術(shù)，探索一套適合油藏的高效開發(fā)的技術(shù)政策。

關(guān)鍵詞：吳旗油田；長6油藏；開發(fā)技術(shù)政策

前言

新255區(qū)長6油藏自2012年采用菱形反九點法注采井網(wǎng)形式大規(guī)模開發(fā)，有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)一直未建立，油井遞減較大。2009-2011年在新255區(qū)北部通過評價井新255區(qū)和南部旗78-109、旗81-105實施，落實了含油富集區(qū)，并逐步規(guī)模滾動建產(chǎn)。為深化油藏地質(zhì)規(guī)律及開發(fā)規(guī)律研究，文章探索新255區(qū)長6油藏開發(fā)技術(shù)政策，為油藏長期穩(wěn)產(chǎn)打好基礎(chǔ)。

1 地質(zhì)概況

新255區(qū)位于陜西省吳起縣境內(nèi)，陜北斜坡帶的中西部，構(gòu)造簡單，為西傾的鼻狀隆起，隆起幅度10～15m，且內(nèi)部有兩個微形鼻狀構(gòu)造，幅度2～4m。沉積環(huán)境主要為一套三角洲前緣相沉積，主力開發(fā)層系長6油藏，孔喉組合以小孔隙喉型為主，平均喉道半徑為0.19μm，屬小孔喉高密度分布，空氣滲透率為0.29785×10-3μm2，原始地層壓力13.6MPa，飽和壓力5.83MPa，屬于典型的超低滲低壓油藏。

2 油田開發(fā)存在的主要矛盾

2.1 超前注水滯后，油井遞減大

通過對注水井超前注水時間的不同對255區(qū)單元分為4個區(qū)域。超前注水區(qū)開發(fā)效果最好，試油產(chǎn)量高、含水低，投產(chǎn)單井產(chǎn)能為2.62t，初期月度遞減8.4%。未注水區(qū)投產(chǎn)單井產(chǎn)能最低為1.91t，初期月度遞減為27.2%。從初期開發(fā)效果分析：滿足超前注水要求區(qū)域的效果（注水時間大于90天）>不完全超注區(qū)（注水時間為30天-90天）>同步注水區(qū)（注水時間小于30天）>未注水區(qū)。

2.2 儲層非均質(zhì)性強，剖面吸水狀況多表現(xiàn)為底部吸水

吳旗油田新255區(qū)長6油藏縱向上非均值性強油水分異差，儲層孔滲條件上差下好，在油藏投入開發(fā)過程中，注入水在重力作用影響下，易沿高滲段推進，造成剖面上吸水不均一、吸水下移，致使油藏水驅(qū)動用程度差，2012年水驅(qū)動用程度僅為40.4%，注水有效率低。（見圖1、表2）

2.3 隔夾層發(fā)育不均，油藏剖面吸水狀況差

新255區(qū)長6油藏自北向南逐漸發(fā)育隔夾層（見圖2），油藏剖面吸水狀況較差，2012年測試吸水剖面7口，其中均勻吸水井3口，占測試比例的42.9%，其中油藏南部多以指狀、尖峰狀吸水為主，北部受油藏正韻律沉積影響，剖面吸水狀況多底部單層吸水、吸水下移，水驅(qū)效率低。

3 新255區(qū)長6油藏開發(fā)政策研究

3.1 實行早期強化注水技術(shù)政策，降低油藏遞減水平

2012年新255區(qū)長6油藏開展實施早期強化注水技術(shù)政策，全年共計實施強化注水3井次，針對超前注水滯后的實際情況，11月后投產(chǎn)注水井配注不實施階梯注水，投產(chǎn)配注為25m3/d，有效的補充地層能量。

3.2 油藏東北部裂縫發(fā)育，產(chǎn)能損失嚴(yán)重

新255區(qū)油藏東北部經(jīng)驗證旗60-115、旗62-116來水方向為NE150°，旗58-117、旗60-117來水方向有待驗證，油藏微裂縫發(fā)育，來水方向未完全掌握，部分井投產(chǎn)即高含水。2013年強化該區(qū)吸水剖面及壓力測試，利用示蹤劑監(jiān)測判斷來水方向，充分運用動態(tài)監(jiān)測手段評價油藏注水開發(fā)效果，通過注水井治理恢復(fù)油井產(chǎn)能。

3.3 改善剖面吸水狀況，提高驅(qū)油效率

新255區(qū)長6油藏剖面吸水狀況多表現(xiàn)為指狀、尖峰、單層吸水、吸水下移狀，水驅(qū)油效率差，2012年油藏剖面治理工作以層內(nèi)分注為主，提高了措施區(qū)水驅(qū)動用程度，增油效果明顯，遞減趨勢得到控制。

通過層內(nèi)分注，油藏剖面吸水狀況得到有效改善，對比分注前井均吸水厚度由12m↑15.8m，水驅(qū)儲量動用程度由77.5%↑99.4%，油井初期產(chǎn)能由2.1t↑2.3t，月度遞減由7.78%↓4.66%（見圖3、表3）。

3.4 保持合理流壓水平，緩解油藏遞減

通過對流壓分布的研究表明：注水區(qū)投產(chǎn)初期產(chǎn)能高（2.73t>1.93t），隨著不斷開發(fā)流壓穩(wěn)步上升，非注水區(qū)持續(xù)遞減；注水區(qū)月度遞減3.7%，遠小于非注水區(qū)的26%。注水區(qū)流壓低，產(chǎn)能高；非注水區(qū)；流壓高，產(chǎn)能低。

4 結(jié)論與建議

（1）通過對比新255區(qū)注水時間與注水效果，認(rèn)為超前注水的實施能夠有效的提高注水井的吸水厚度，提高水驅(qū)效率，促進有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)建立。

（2）油藏現(xiàn)掌握的來水方向為NE150°，部分油井未能判斷來水方向，需加強動態(tài)監(jiān)測的錄取，以利于油藏的分析與調(diào)整。

（3）新255區(qū)長6油藏剖面吸水狀況多表現(xiàn)為指狀、尖峰、單層吸水、吸水下移狀，水驅(qū)油效率差，下步注水井治理方向為層內(nèi)分注，提高水驅(qū)動用程度。

參考文獻

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作者簡介：楊帥（1988-），男，助理工程師，畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（北京）資源勘查工程專業(yè)，主要從事油田開發(fā)工作。