張彬，陳勇，王貴文，張戰(zhàn)雨，蘇幽雅，吳國(guó)文

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

靖安油田楊66延9油藏早期開(kāi)發(fā)技術(shù)政策研究

張彬，陳勇，王貴文，張戰(zhàn)雨，蘇幽雅，吳國(guó)文

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

楊66延9油藏在開(kāi)發(fā)過(guò)程中面臨著能量保持水平低、油井見(jiàn)效程度偏弱、油藏開(kāi)發(fā)強(qiáng)度偏小，需進(jìn)一步提高油藏開(kāi)發(fā)水平的問(wèn)題。本文在分析總結(jié)油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中的動(dòng)態(tài)變化特征及規(guī)律的基礎(chǔ)上，重點(diǎn)通過(guò)油藏工程方法計(jì)算，同時(shí)借鑒同類油藏開(kāi)發(fā)特點(diǎn)及變化規(guī)律，分析制定更符合油藏開(kāi)發(fā)實(shí)際的壓力保持水平、注水強(qiáng)度、注采比及采液強(qiáng)度等技術(shù)指標(biāo)，通過(guò)不斷優(yōu)化注水技術(shù)政策，促使油藏進(jìn)一步見(jiàn)效，提高油藏開(kāi)發(fā)水平。

開(kāi)發(fā)規(guī)律；開(kāi)發(fā)水平；技術(shù)對(duì)策

楊66延9油藏在區(qū)域構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡中段，區(qū)域構(gòu)造為一向西傾斜的大型平緩單斜。構(gòu)造形態(tài)上表現(xiàn)為東高西低，北低南高的構(gòu)造特征。主要開(kāi)發(fā)層系為延9、延10層，儲(chǔ)層物性相對(duì)較好，受沉積相帶控制，平面上和縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)。油藏類型屬巖性－構(gòu)造油藏，油藏西南部邊底水發(fā)育，原始驅(qū)動(dòng)類型為彈性驅(qū)[1]。

1 早期開(kāi)發(fā)規(guī)律研究

1.1 遞減規(guī)律

與同類油藏對(duì)比來(lái)看，滯后注水6個(gè)月的塞247延9油藏，前三個(gè)月遞減為7.1%，前六個(gè)月遞減為37.4%；滯后注水12個(gè)月的ZJ4延9油藏，前三個(gè)月遞減為38.3%，前六個(gè)月遞減為55.3%；滯后注水3個(gè)月左右的塞248延9油藏、陜92延9油藏及楊66延9油藏，前三個(gè)月遞減為10.0%～15.0%，前六個(gè)月遞減為15.0%～28.0%。通過(guò)對(duì)比分析，認(rèn)為滯后注水時(shí)間越長(zhǎng)，油藏遞減越大：滯后注水3個(gè)月，半年遞減30%以內(nèi)，滯后注水6個(gè)月，遞減40%左右，滯后注水一年，遞減達(dá)55.0%，把握合理的注水時(shí)機(jī)是提升早期油藏開(kāi)發(fā)水平的一個(gè)關(guān)鍵因素。

1.2 見(jiàn)效規(guī)律

楊66延9油藏進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)之前，油藏處于遞減階段，在注水后2～3個(gè)月，油藏開(kāi)始見(jiàn)效，見(jiàn)效幅度90.4%，見(jiàn)效比例57.0%，其中以液量上升、含水穩(wěn)定為主要見(jiàn)效特征的I類見(jiàn)效油井15口，見(jiàn)效比例25.9%；以液量穩(wěn)定或略有上升、含水穩(wěn)定為主要見(jiàn)效特征的II類見(jiàn)效11口，見(jiàn)效比例19.0%；以液量穩(wěn)定或略有上升、含水上升為主要見(jiàn)效特征的III類見(jiàn)效油井7口。整體來(lái)看，油藏見(jiàn)效周期為60 d～90 d，見(jiàn)效以I、Ⅱ類見(jiàn)效為主；Ⅲ類見(jiàn)效井主要位于小低點(diǎn)；不見(jiàn)效井多位于油藏邊部，儲(chǔ)層物性差，受井網(wǎng)不完善影響。

1.3 含水變化規(guī)律

油藏含水整體上保持穩(wěn)定，含水的高低基本上與初期含水保持一致，從含水的平面分布來(lái)看，含水的高低與構(gòu)造的高低呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，構(gòu)造越高的部位含水越低，構(gòu)造越低的部位含水相對(duì)較高。其中，處于小溝槽的油井共14口，平均含水58.3%；處于小低點(diǎn)的油井共19口，平均含水35.6%；處于小高點(diǎn)的油井共15口，平均含水29.4%；處于鼻狀隆起的油井共10口，平均含水20.4%；從7口見(jiàn)水油井所處部位來(lái)看，構(gòu)造較低的部位，優(yōu)先見(jiàn)效見(jiàn)水。

1.4 流壓變化規(guī)律

楊66延9油藏在未注水開(kāi)發(fā)的前三個(gè)月，流壓呈下降趨勢(shì)，注水開(kāi)發(fā)后，流壓變化呈逐步上升趨勢(shì)，受油藏中部井網(wǎng)不完善影響，在油藏開(kāi)發(fā)一年后流壓下降較快。見(jiàn)效井流壓在開(kāi)發(fā)6個(gè)月后開(kāi)始上升，之后保持穩(wěn)定。

2 油藏早期開(kāi)發(fā)技術(shù)政策研究

2.1 合理的壓力保持水平分析

按照累積注采比與壓力變化關(guān)系：地層壓力隨累積注采比的增加而增加，但當(dāng)累積注采比超過(guò)某一值時(shí)，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(duì)應(yīng)的地層壓力值即為合理的地層壓力保持值[2-5]。借鑒同類ZJ4延9油藏壓力與注采比關(guān)系，地層壓力在達(dá)到7.9 MPa，壓力保持水平達(dá)到72.0%時(shí)，地層壓力隨著累積注采比的增加而下降（見(jiàn)圖1）。

圖1 ZJ4延9油藏地層壓力與累積注采比關(guān)系圖

根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)踐方法，也就是從盤古梁侏羅系老油藏對(duì)比來(lái)看，初期見(jiàn)效穩(wěn)產(chǎn)階段，壓力保持水平基本保持在65%～70%（見(jiàn)圖2），綜合考慮，楊66延9油藏的壓力保持水平以65.0%～75.0%為宜。

圖2 盤古梁侏羅系各區(qū)塊早期壓力對(duì)比圖

2.2 合理的流壓分析

根據(jù)油藏工程方法，即根據(jù)楊66延9油藏的流入動(dòng)態(tài)曲線，目前油藏綜合含水在50.0%時(shí)，油藏的最小合理流壓為2.0 MPa。

根據(jù)礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)方法，也就是同類的盤古梁侏羅系各區(qū)塊流壓情況來(lái)看，流壓保持在2.5 MPa～3.0 MPa。其中以陜92延9油藏為例，陜92延9油藏流壓保持在2.5 MPa～2.8 MPa，流壓恢復(fù)程度為112.0%左右，目前楊66的流壓保持在1.6 MPa，流壓恢復(fù)程度為72.7%，分析認(rèn)為楊66流壓保持水平偏低，合理的流壓應(yīng)保持在2.5 MPa～3.0 MPa。

2.3 合理注采比分析

通過(guò)油藏工程注采比與水油比關(guān)系法。注采比計(jì)算公式：

式中：IPR-注采比，無(wú)因次；WOR-水油比，無(wú)因次；βo-地層油體積系數(shù)，無(wú)因次；γo-地面原油密度，無(wú)因次；G、H-綜合系數(shù)。

將各項(xiàng)參數(shù)代入注采比計(jì)算公式后，楊66延9油藏注采比為1.05。根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)踐方法，目前楊66注采比與產(chǎn)液量變化關(guān)系、注采比與含水變化關(guān)系無(wú)明顯相關(guān)性，借鑒同類盤古梁侏羅系開(kāi)發(fā)油藏，各區(qū)塊早期開(kāi)發(fā)時(shí)注采比基本保持在1.0～1.3，注采比超過(guò)1.3時(shí)，油藏含水上升速度明顯加快。以陜92延9油藏為例，陜92油藏在開(kāi)發(fā)早期，制定以整體強(qiáng)化為主的注水技術(shù)政策，注采比由初期的0.8逐步上調(diào)到1.3，油藏見(jiàn)效明顯，目前，該油藏注采比保持在1.3以內(nèi)，油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定。楊66延9油藏目前注采比為1.24，含水無(wú)明顯上升，但油井液量明顯偏低，平均單井液量?jī)H5.4 m3，結(jié)合油藏實(shí)際開(kāi)發(fā)情況，分析認(rèn)為：目前的注采比偏低，下步需持續(xù)開(kāi)展以強(qiáng)化為主的注水技術(shù)政策，促使油藏進(jìn)一步見(jiàn)效，提升產(chǎn)液量。

2.4 合理注水強(qiáng)度分析

通過(guò)油藏工程計(jì)算注水強(qiáng)度。注水強(qiáng)度計(jì)算公式：

式中：No-油井?dāng)?shù)；Nw-水井?dāng)?shù)；Qo-日采油量；Qw-單井日注量；Bo-原油體積系數(shù)；ρo-地面原油密度；ρw-水的密度；Sw-采油井的初期含水率；M-注采比。

將各參數(shù)代入注水強(qiáng)度計(jì)算公式，楊66延9油藏合理日注水量為28.8 m3，合理注水強(qiáng)度為2.5 m3/m·d。根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)踐方法，目前楊66注水強(qiáng)度與產(chǎn)液量變化關(guān)系、注水強(qiáng)度與含水變化關(guān)系無(wú)明顯相關(guān)性，借鑒同類盤古梁侏羅系開(kāi)發(fā)油藏，各區(qū)塊早期開(kāi)發(fā)時(shí)注水強(qiáng)度基本保持在2.5 m3/m·d～3.0 m3/m·d。楊66延9油藏目前注水強(qiáng)度為2.62 m3/m·d，考慮目前油藏整體產(chǎn)液量偏低，分析認(rèn)為：目前的注水強(qiáng)度偏低，下步需持續(xù)開(kāi)展以強(qiáng)化為主的注水技術(shù)政策，促使油藏進(jìn)一步見(jiàn)效，提升產(chǎn)液量。

2.5 合理采液強(qiáng)度分析

從油藏工程出發(fā)，按照臨界產(chǎn)量公式：

式中：Lo-原油黏度；Bo-原油體積系數(shù)；re-油井泄油半徑；rw-井筒半徑；b-射孔厚度；ho-油層厚度。

將各項(xiàng)參數(shù)代入采液強(qiáng)度計(jì)算公式后，楊66延9油藏單井日產(chǎn)臨界產(chǎn)量9.0 m3，合理采液強(qiáng)度為0.77 m3/m·d。根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)踐方法，目前楊66采液強(qiáng)度與產(chǎn)液量變化關(guān)系、采液強(qiáng)度與含水變化關(guān)系無(wú)明顯相關(guān)性，借鑒同類盤古梁侏羅系開(kāi)發(fā)油藏，各區(qū)塊早期開(kāi)發(fā)時(shí)采液強(qiáng)度大于0.8 m3/m·d時(shí)，油藏含水上升速度明顯加快（見(jiàn)圖3，圖4）。楊66延9油藏目前采液強(qiáng)度為0.47 m3/m·d，分析認(rèn)為：目前的采液強(qiáng)度偏低，合理采液強(qiáng)度應(yīng)保持在0.8 m3/m·d左右。

圖3 塞248延9油藏采液強(qiáng)度與含水變化散點(diǎn)圖

圖4 ZJ4延9油藏采液強(qiáng)度與含水變化散點(diǎn)圖

2.6 開(kāi)發(fā)技術(shù)政策界定

結(jié)合油藏工程法計(jì)算結(jié)果、侏羅系老區(qū)開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，目前楊66延9整體上地層壓力保持水平偏低，注采比、注水強(qiáng)度、采液強(qiáng)度等技術(shù)指標(biāo)均相對(duì)偏弱，油藏產(chǎn)能未充分發(fā)揮，需進(jìn)一步適度強(qiáng)化注水，促使油藏進(jìn)一步見(jiàn)效，提高產(chǎn)液量，提升油藏開(kāi)發(fā)水平（見(jiàn)表1）。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）滯后注水時(shí)間越長(zhǎng)，油藏遞減越大。把握合理的注水時(shí)機(jī)是提升早期油藏開(kāi)發(fā)水平的一個(gè)關(guān)鍵因素。

（2）油藏以I、Ⅱ類見(jiàn)效為主，但見(jiàn)效幅度及見(jiàn)效范圍仍然偏小，油藏有進(jìn)一步見(jiàn)效空間。

表1 楊66延9油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)政策制定

（3）楊66延9油藏整體壓力保持水平較低，下步工作應(yīng)以提升油藏壓力保持水平為核心，不斷提高油藏開(kāi)發(fā)水平。

（4）油藏整體開(kāi)發(fā)強(qiáng)度偏弱，需進(jìn)一步開(kāi)展以強(qiáng)化為主的注水技術(shù)政策，促使油藏進(jìn)一步見(jiàn)效，提高油藏開(kāi)發(fā)水平。

［1］郭發(fā)榮，等.侏羅系弱邊底水油藏開(kāi)發(fā)技術(shù)政策探討［J］.中國(guó)石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2013，（11）：162.

［2］劉明汐.靖安油田盤古梁侏羅系油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究［D］.西安：西安石油大學(xué)，2012.

［3］王道富.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［4］武月榮.盤古梁侏羅系延9油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究［D］.西安：西安石油大學(xué)，2012.

［5］胥中義，等.邊底水油藏開(kāi)發(fā)中后期調(diào)整挖潛技術(shù)研究及應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2009，28（1）：66-68.

Jing'an oilfield 66 Yang Yan 9 oil reservoir early development of technology policy research

ZHANG Bin，CHEN Yong，WANG Guiwen，ZHANG Zhanyu，SU Youya，WU Guowen
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

66 Yang Yan 9 oil reservoir facing low energy to maintain the level,the degree of effective weak wells,reservoir development intensity is too small,need to further improve the level of reservoir development issues in the development process.Based on the analysis summarized reservoir development process dynamic characteristics and rules on focusing through reservoir engineering calculations,drawing on similar reservoir development characteristics and changing law,the analysis to develop more in line with the pressure to maintain the level of actual reservoir development,water injection strength,injection-production ratio and liquid production strength technical indicators through continuous optimization of water injection technology policies to promote effective reservoir further improve reservoir development level.

development law；development level；technology policy

TE357.6

A

1673-5285（2016）12-0054-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.014

2016－10-09

張彬（1985-），2008年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），地球物理學(xué)專業(yè)，現(xiàn)為采油三廠地質(zhì)研究所油田開(kāi)發(fā)室工程師。