JY 油田C335 區(qū)長8 油藏開發(fā)效果評價及開發(fā)技術(shù)政策研究

張衛(wèi)剛，王 婧，郭龍飛，張?zhí)煅?，趙曉紅，陳貞萬

（1.中國石油長慶油田分公司第八采油廠地質(zhì)研究所，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠地質(zhì)研究所，甘肅 慶陽 745000；3.北京凱博瑞石油科技有限公司，北京 100083）

鄂爾多斯盆地是我國東部中新生代一個穩(wěn)定沉降、坳陷遷移的多旋回克拉通邊緣盆地[1‐2]。JY 油田位于陜北斜坡中段，區(qū)域內(nèi)延長組屬于典型超低滲油藏，構(gòu)造對油氣圈閉控制作用較小，油氣圈閉主要受巖相變化和儲層物性變化控制[3‐4]。研究區(qū)長8 油藏開發(fā)面臨諸多矛盾，強(qiáng)非均質(zhì)性導(dǎo)致水淹呈多向性，整體水驅(qū)開發(fā)效果較差。目前合理開發(fā)技術(shù)政策研究主要是基于油藏工程、礦場實(shí)際開發(fā)或數(shù)值模擬等手段[5‐12]，本文綜合利用多種方法，優(yōu)化確定了合理的注采指標(biāo)界限，研究結(jié)果對提高油藏開發(fā)效果、改善驅(qū)油效率具有一定的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)域概況

研究區(qū)內(nèi)長8 油層組以三角洲前緣水下分流河道砂體沉積為主，根據(jù)儲層劃分方案，長8 段自下而上發(fā)育兩個反旋回沉積序列，劃分為兩個砂層組長81、長82。長81砂層組厚度為40～45 m，多層灰綠色、灰黑色粉砂巖、泥巖及其過渡類型。該段在電性特征上表現(xiàn)為自然電位曲線呈波狀，在長81頂部泥巖中因含凝灰質(zhì)而呈現(xiàn)較大的負(fù)異常，自然伽馬曲線相對于自然電位曲線起伏更大，多呈指狀負(fù)突起，頂部長7 油頁巖巖性特征明顯，電性上具有尖齒狀大井徑、高聲波時差、高自然伽馬和高電阻等特征。

長82砂層組厚度為40～45 m，以灰色、灰白色、灰綠色、灰褐色及深灰色細(xì)粒，中細(xì)粒巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖、長石砂巖為主，夾有多層灰綠色、灰黑色粉砂巖，泥巖及其過渡類型。巖性與長81基本相同，但粒度比長81粗。由于長82砂巖層較長81更發(fā)育，與長81地層相比，長82地層在電性特征上表現(xiàn)出自然電位和自然伽馬曲線起伏均較大。

JY 油田C335 區(qū)長8 油藏于2010 年開始規(guī)模開發(fā)，采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)實(shí)施超前注水方式開發(fā)，試采層位長821層，含油飽和度為55.0%，孔隙度為8.5%，滲透率為0.84 mD，屬于典型超低滲透油藏。根據(jù)油藏不同開發(fā)層位、投產(chǎn)時間及生產(chǎn)動態(tài)狀況，劃分不同開發(fā)單元。

2 油藏特征

C335 井區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，屬于一個低幅度單斜背景下的鼻狀隆起構(gòu)造特征。油氣分布與構(gòu)造有一定的關(guān)系，但主要受沉積微相的影響，油層主要分布河道交匯處及水下分流河道砂內(nèi)，受巖性控制較為明顯，為典型的巖性圈閉油藏。長8 儲層原油性質(zhì)較好，具有三低特征，即低密度、低黏度、低凝固點(diǎn)。地面原油密度為0.844 5 g/cm3，黏度為5.170 mPa·s，凝固點(diǎn)為19 ℃。地層原油密度為0.733 0 g/cm3，黏度為1.403 mPa·s，氣油比（氣體體積與原油質(zhì)量比）為97.53 m3/t，飽和壓力約為9.77 MPa，原油體積系數(shù)為1.297。長8 油藏原油伴生氣組分中烴體積分?jǐn)?shù)為97.86%，其中CH4體積分?jǐn)?shù)為49.07%，無H2S 和CO 氣體。

3 開發(fā)效果評價

3.1 壓力變化特征

研究區(qū)油藏整體地層壓力平穩(wěn)，但平面分布不均，2019 年與2013 年對比整體地層壓力保持水平由83.0%下降至82.0%，地層能量相對較穩(wěn)。其中，中部C335 區(qū)、西部L 43‐67 區(qū)壓力保持水平較高，其他區(qū)塊壓力保持水平低。3 口可對比井壓力保持水平由66.0%上升至95.0%，恢復(fù)速度為1.33 MPa/a。從主/側(cè)向地層壓力保持水平變化來看，主/側(cè)向壓力逐步恢復(fù)，側(cè)向壓力高于主向，目前主/側(cè)向壓力趨于平衡，可對比井壓力顯示主/側(cè)向平均壓力差1.4 MPa。主/側(cè)向可對比井地層壓力保持水平對比如圖1 所示。

圖1 主/側(cè)向可對比井地層平均壓力及壓力保持水平對比

3.2 水驅(qū)動用特征

油藏整體水驅(qū)動用程度逐年升高，2019 年為66.0%，其中中部C335 區(qū)、西部L 43‐67 區(qū)水驅(qū)動用程度較高，分別為73.5%、73.2%；北部C96 區(qū)、西南G166 區(qū)水驅(qū)動用程度相對較低，分別為57.5%、67.6%。針對注水井剖面吸水不均或尖峰吸水，實(shí)施堵水調(diào)剖措施治理，水井剖面吸水狀況變好，水驅(qū)動用程度增加。例如，L 48‐55、L 41‐70 井實(shí)施堵水調(diào)剖后，吸水厚度分別由15.3、5.2 m 增加到20.5、8.4 m，效果較好。

3.3 見水見效特征

C335 長8 油藏目前綜合含水率41.6%（體積分?jǐn)?shù)，下同），處于中含水開發(fā)階段，各油井的含水率分布在20.0%～40.0%。其中，含水率小于40.0%的油井占65.5%。目前，北部C96 區(qū)、西部L 43‐67區(qū)、西南G166 區(qū)含水率上升較快，其中含水率大于80.0% 的油井分別占20.0%、23.0%、14.0%；南部L 58‐53 區(qū)目前含水率相對較低，油井的含水率主要分布在小于60.0%的范圍。油藏平面見水特征主要為點(diǎn)狀見水及條帶狀見水，北部C96 區(qū)、西部L 43‐67 區(qū)、西南G166 區(qū)高含水井較多，中部C335區(qū)、南部L 58‐53 區(qū)高含水井相對較少，油藏整體含水率隨采出程度的增加而緩慢上升。根據(jù)油井生產(chǎn)動態(tài)特征，見水見效可分為四種類型，即增產(chǎn)型、穩(wěn)產(chǎn)型、含水上升型、水淹型。統(tǒng)計油井見效類型發(fā)現(xiàn)，油藏主要見效類型為穩(wěn)產(chǎn)型，其次為含水上升型和增產(chǎn)型。對比油藏見效類型、見水類型、產(chǎn)能狀況、非均質(zhì)性、滲透率等儲層狀況可知，增產(chǎn)型、含水上升型的井儲層物性最好；含水上升型井的非均質(zhì)性略強(qiáng)于增產(chǎn)型井；水淹型、穩(wěn)產(chǎn)型的井儲層物性相對較差，但水淹型井非均質(zhì)性最強(qiáng)，穩(wěn)產(chǎn)型井非均質(zhì)性中等偏弱（見表1）。

表1 不同見效類型井儲層與產(chǎn)量特征統(tǒng)計結(jié)果

油藏受砂體控制呈條帶狀展布，受注采井網(wǎng)影響，注水見效井以雙向受效為主，其占比為52.8%，其次為單向受效，其占比為23.9%，三向受效和四向受效井占比較低，主要集中在河道中部。油藏平均注水見效時間為11.9 個月，主向井見效時間略早于側(cè)向井見效時間。南部L 58‐53 區(qū)、西部L 43‐67 區(qū)水驅(qū)指數(shù)較大，水驅(qū)效率較低，其他開發(fā)單元水驅(qū)指數(shù)相對較小，水驅(qū)效率相對較高。

3.4 水驅(qū)效果評價

綜合分析C335 長8 油藏各開發(fā)單元水驅(qū)控制程度、水驅(qū)動用程度、水驅(qū)指數(shù)、存水率、地層壓力保持水平、注水見效時間等指標(biāo)，對研究區(qū)注水效果進(jìn)行了綜合評價：西南G166 區(qū)注水效果最好，其次為中部C335 區(qū)，西部L 43‐67 區(qū)、北部C96 區(qū)注水效果中等，南部L 58‐53 區(qū)注水效果較差。

4 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化

綜合利用油藏工程、礦場統(tǒng)計及數(shù)值模擬方法，明確了注采比、流動壓力及采液速度等開發(fā)技術(shù)政策界限，為后續(xù)油藏高效開發(fā)提供了技術(shù)指導(dǎo)。

4.1 注采比

注采比是關(guān)系到產(chǎn)液量、注水量與地層壓力的一個重要指標(biāo)參數(shù)，是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況的指標(biāo)。合理的注采比能保證合理的地層壓力，是提高采收率的重要保證。根據(jù)油藏工程方法，確定耗水率、注采比及含水率之間的關(guān)系，以此繪制長8 油藏在不同注采比（IPR）下含水率與耗水率的關(guān)系曲線，結(jié)果如圖2 所示。由圖2 可以看出，耗水率隨著注采比的增加而增大，中低含水期可采用高注采比，高含水期則要降低注采比。

研究區(qū)長8 油藏礦場實(shí)際注采比與單井日產(chǎn)油、含水率上升速度的關(guān)系如圖3 所示。由圖3 可以看出，注采比越大，產(chǎn)油量降低，含水率上升速度越快；在注采比為2.0 時，單井日產(chǎn)油量穩(wěn)定，含水率上升速度平穩(wěn)。通過數(shù)值模擬的方法，設(shè)置不同注采比模擬方案，比較不同注采比下的油藏累產(chǎn)油、含水率動態(tài)變化情況，確定注采比2.0 為最優(yōu)。

圖2 耗水率、注采比及含水率的關(guān)系曲線

圖3 實(shí)際注采比與單井日產(chǎn)油、含水率上升速度的關(guān)系

研究區(qū)無效注水比例高，主要是因?yàn)椋阂皇怯筒鼐植孔⒉刹粚?yīng)，砂體連通性差，井組有注無采；二是裂縫發(fā)育區(qū)存在竄流，注入水竄流至非油層段；三是受井況的影響，套管漏失?？紤]無效注水比例平均為35%，C335 區(qū)長8 油藏礦場實(shí)際采用注采比為2.0。

4.2 流動壓力

流動壓力是油藏開發(fā)過程中研究的重要參數(shù)，其值不能過大，也不能過小。如果過大則容易減小生產(chǎn)壓差，降低單井產(chǎn)量，影響采油速度；如果過小則生產(chǎn)壓差過大，近井地帶的地層壓力過小，使原油脫氣嚴(yán)重，增加滲流阻力，油井產(chǎn)量不僅不增加，反而減小。

根據(jù)油藏工程流入動態(tài)方程，得出不同含水率下無因次產(chǎn)量與流動壓力的關(guān)系，即IPR 流入動態(tài)曲線。長8 油藏實(shí)際流動壓力與單井日產(chǎn)油、含水率的關(guān)系如圖4 所示。油藏數(shù)值模擬時流動壓力分別設(shè)定為4.5、5.0、6.0、7.5 MPa 及9.5 MPa，對比了不同流動壓力下油藏累產(chǎn)油、含水率的動態(tài)變化情況。由圖4 可以看出，在流動壓力為6.0 MPa 時，單井日產(chǎn)油量較大，含水率上升速度穩(wěn)定，因此優(yōu)選合理流動壓力為6.0 MPa。

圖4 實(shí)際流動壓力與單井日產(chǎn)油、含水率的關(guān)系

4.3 采液速度

采用合理采液速度，應(yīng)該能在現(xiàn)有的工藝條件下充分提高水驅(qū)油波及效果，注采井網(wǎng)及注采系統(tǒng)得到優(yōu)化設(shè)計。C335 區(qū)長8 油藏合理采液速度的確定是解決開發(fā)矛盾的關(guān)鍵，如果采液速度過大，則導(dǎo)致局部低壓點(diǎn)，造成注入水單向突進(jìn)，含水率上升較快，縮短低含水率采油期；如果采液速度過低，含水率上升速度能得到控制，但不能高效采油。實(shí)際采液速度與單井日產(chǎn)油、含水率的關(guān)系如圖5 所示。由圖5 可知，當(dāng)采液速度為0.7%時，單井日產(chǎn)油量趨于穩(wěn)定，含水率上升速度較慢。數(shù)值模擬時采液速度設(shè)置為0.3%、0.5%、0.7%、0.9%、1.1%，比較不同采液速度下的油藏累產(chǎn)油、含水率動態(tài)變化情況，優(yōu)選合理采液速度為0.7%。

圖5 實(shí)際采液速度與單井日產(chǎn)油、含水率的關(guān)系

4.4 開發(fā)效果預(yù)測

根據(jù)C335 長8 油藏剩余油分布模型，預(yù)測對比原方案、合理開發(fā)對策方案及綜合方案等三套開發(fā)方案，結(jié)果如圖6 所示。分析圖6 并經(jīng)計算可知，油藏開發(fā)30 年，油藏整體原方案累計產(chǎn)油130.9×104t，合理開發(fā)對策方案累積產(chǎn)油142.1×104t，綜合方案累積產(chǎn)油152.1×104t。

5 結(jié) 論

（1）油藏整體地層壓力平穩(wěn)，平面分布不均，油層水驅(qū)動用程度逐年提高，局部見水特征表現(xiàn)為點(diǎn)狀見水或條帶狀見水，主要為高滲層低壓虧空注入水突進(jìn)導(dǎo)致。

（2）依據(jù)油井生產(chǎn)動態(tài)特征，見水見效可分為四種類型：增產(chǎn)型、穩(wěn)產(chǎn)型、含水率上升型、水淹型，其中主要見效類型為穩(wěn)產(chǎn)型，其次為含水率上升型和增產(chǎn)型。受砂體展布及井網(wǎng)控制，注水見效井以雙向受效為主，主向井見效時間略早于側(cè)向井見效時間。

（3）根據(jù)油藏工程、生產(chǎn)動態(tài)特征及數(shù)值模擬分析，明確了開發(fā)參數(shù)技術(shù)界限，合理注采比保持2.0，合理流動壓力保持6.0 MPa，合理采液速度保持0.7%。通過數(shù)值模擬預(yù)測三套開發(fā)方案30 年開發(fā)效果可知，綜合方案為最佳開發(fā)調(diào)整方案。

圖6 C335 區(qū)分區(qū)三套開發(fā)方案預(yù)測對比