柳桂永，姜宇，張倢

（中國石油長慶油田分公司長慶實(shí)業(yè)集團(tuán)，西安 710021）

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

鐮刀灣區(qū)塊位于陜北斜坡中部，安塞縣境內(nèi)，油藏類型為構(gòu)造巖性油藏。開發(fā)層系為長2、長6，其中長2為主力層系，動(dòng)用含油面積17.65km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)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(qū)塊以及東部的L2區(qū)塊。

1.1 構(gòu)造特征

長2層整體表現(xiàn)為“東高，西低”的單斜構(gòu)造，地層傾角0.5°~1°；其上發(fā)育多個(gè)次一級小型鼻狀隆起構(gòu)造組合；各小層繼承性較強(qiáng)。長213小層微構(gòu)造顯示局部構(gòu)造高點(diǎn)。

1.2 沉積及砂體展布特征

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

圖1 長213儲(chǔ)層沉積微相及砂體展布圖

1.3 儲(chǔ)集層特征

1.3.1 巖性特征

長213儲(chǔ)層巖性以灰綠色中、細(xì)粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。

1.3.2 儲(chǔ)集空間類型

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

1.3.3 儲(chǔ)層物性特征

長213儲(chǔ)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(chǔ)層。

1.4 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

1.4.1 層內(nèi)非均質(zhì)性

ZJ93區(qū)變異系數(shù)0.52，突進(jìn)系數(shù)2.52，級差6.39。L2變異系數(shù)0.36，突進(jìn)系數(shù)2.21，級差6.15。從小層滲透率變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)及級差看，鐮刀灣長213油藏層內(nèi)為中等非均質(zhì)。其中，ZJ93區(qū)非均質(zhì)性要比L2區(qū)非均質(zhì)性略強(qiáng)。

1.4.2 層間非均質(zhì)性

ZJ93區(qū)分層系數(shù)2.89，L2區(qū)分層系數(shù)2.56，從分層系數(shù)看，鐮刀灣長2油藏主力小層長213小層分層系數(shù)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(fā)育。其中，ZJ93區(qū)長213油層砂巖密度要比L2區(qū)大，砂體更發(fā)育，但分層系數(shù)較大，非均質(zhì)性要強(qiáng)。

2 開發(fā)概況

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

ZJ93區(qū)開井39口，日產(chǎn)液529m3，日產(chǎn)油21.16t，含水96.0%，采油速度0.15%，采出程度8.9%。L2區(qū)開井61口，日產(chǎn)液645m3，日產(chǎn)油37.92t，含水94.1%，采油速度0.45%，采出程度18.4%。兩個(gè)油藏整體反映為采出程度低、含水高，產(chǎn)量逐年下降。

2.2 開發(fā)形勢

鐮刀灣兩個(gè)長2油藏近年來受油藏水洗特性、開發(fā)方式等因素影響，注水調(diào)控效果變差，遞減增長較快，水驅(qū)效果整體變差，目前ZJ93區(qū)兩項(xiàng)遞減12.0%，含水上升率4.4%。水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度95.1%，動(dòng)用程度52.2%，L2區(qū)兩項(xiàng)遞減12.3%，含水上升率1.4%。水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度97.1%，動(dòng)用程度56.3%，整體開發(fā)形勢較為嚴(yán)峻。

3 開發(fā)矛盾

3.1 平面壓力分布不均，局部壓力下降

圖2 ZJ93區(qū)和L2區(qū)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(chǎn)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(qiáng)度較大，地層壓力保持水平呈上升趨勢，近年來已逐步下調(diào)注水強(qiáng)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(yīng)較差，對該區(qū)域已加強(qiáng)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(wěn)產(chǎn)難度大

ZJ93長2油藏含水上升主要受兩種因素影響：隔層發(fā)育程度及構(gòu)造高低。西部隔層不發(fā)育且構(gòu)造位置相對較低，油井易水淹。南部隔層發(fā)育、構(gòu)造高區(qū)域含水相對平穩(wěn)。東北部隔層發(fā)育、構(gòu)造高區(qū)含水上升，分析注水強(qiáng)度過大。中部含水受隔層及構(gòu)造以及注采強(qiáng)度等因素影響，平面含水分布不均，注采調(diào)控難度大，后期結(jié)合流動(dòng)單元、剩余油及動(dòng)態(tài)進(jìn)行調(diào)整挖潛。

L2長2油藏含水上升主要受兩種因素控制：隔層發(fā)育程度及構(gòu)造高低。西部隔層較發(fā)育，局部構(gòu)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(qiáng)度。中部隔層不發(fā)育區(qū)，含水上升較快，且注采強(qiáng)度也較大，受底水和注入水雙重影響，調(diào)控難度較大，后期結(jié)合剩余油、流動(dòng)單元及動(dòng)態(tài)進(jìn)行調(diào)整。東北部隔層發(fā)育含水相對穩(wěn)定，但壓力逐年下降，應(yīng)加強(qiáng)注水。

3.3 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度較低，水驅(qū)效果有待進(jìn)一步改善

表1 長2油藏水驅(qū)動(dòng)用程度統(tǒng)計(jì)表

時(shí)間 ZJ93長2 L2時(shí)間射孔段對應(yīng)砂體厚度(m)吸水厚度(m)水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度(%)射孔段對應(yīng)砂體厚度(m)吸水厚度(m)水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)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(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度呈下降趨勢，目前水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)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(yán)重，水驅(qū)效果急需改善。

4 穩(wěn)產(chǎn)對策研究

4.1 細(xì)分流動(dòng)單元，合理注采比

依據(jù)2017年剩余油分布研究成果，綜合反映儲(chǔ)層巖性、物性特征，通過砂體厚度、油層厚度、孔隙度、滲透率，計(jì)算流動(dòng)帶指數(shù)，劃分三類流動(dòng)單元。

不同的流動(dòng)單元應(yīng)采用不同的注采比，Ⅰ類流動(dòng)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(dòng)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(dòng)單元介于兩者之間。

Ⅰ類流動(dòng)單元注采比設(shè)為 0.4、0.6、0.8、1.0、1.2，預(yù)測 10年。Ⅰ類流動(dòng)單元隨注采比的增加，含水上升，產(chǎn)油量下降。但同時(shí)可以看到，地層壓力呈上升趨勢。合理的注采比，應(yīng)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(dòng)單元合理注采比取0.6。同理，Ⅱ類流動(dòng)單元合理注采比0.8；Ⅲ類流動(dòng)單元合理注采比取1.2。

圖3 長213油藏不同注采比下累產(chǎn)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(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，合理生產(chǎn)壓差

4.2.1 合理地層壓力

根據(jù)同類油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，該油藏應(yīng)盡量保持在原始地層壓力水平下開發(fā)，以地層壓降PR=△P/Pi<0.1為宜，即合理地層壓力保持水平應(yīng)大于0.9Pi。研究區(qū)原始地層壓力為7.15MPa，所以該區(qū)地層壓力應(yīng)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(yīng)有所區(qū)別。因鐮刀灣Ⅰ類接觸井占多數(shù)，主要對Ⅰ類接觸井的流壓進(jìn)行優(yōu)化。設(shè)置井底流壓分別為1.6、2.0、2.4、2.8。預(yù)測10年。

圖4 長213油藏不同井底流壓下累產(chǎn)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(xiàn)下降，含水反而有所下降，分析原因，主要是長2油藏開發(fā)時(shí)間較長，邊底水能量消耗較多，錐進(jìn)趨勢較弱，隨井底流壓的下降，更多的是平面水驅(qū)油起主要作用。結(jié)合油藏工程論證結(jié)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(chǎn)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(chǎn)壓差為4.4MPa左右。

4.3 開展注水井剖面治理，提高水驅(qū)波及體積（圖5）

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

4.4 優(yōu)選油井措施，挖潛剩余油

在剩余油富集區(qū)，對于部分由于滲透性較差而導(dǎo)致低產(chǎn)的油井，若地層能量較高，則可以考慮進(jìn)行重復(fù)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(fā)階段，可考慮潛力層補(bǔ)孔，增加油井單井產(chǎn)能和提高剩余油采出程度。

5 結(jié)論

①鐮刀灣長2油藏為典型的構(gòu)造巖性油藏，研究區(qū)長213為網(wǎng)狀河沉積，砂體廣泛分布、連片性好，為一定規(guī)模油藏形成提供了良好的儲(chǔ)集砂體；

②長213油藏底水較發(fā)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(chǎn)壓差為4.4MPa；

③目前進(jìn)入高含水期后，常規(guī)注水調(diào)整見效慢，急需通過開展注水井剖面治理、按流動(dòng)單元注水調(diào)整、老井措施挖潛等綜合手段來減緩產(chǎn)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(xiàn)狀，下步可考慮區(qū)域及局部加密、滾動(dòng)擴(kuò)邊，并開展聚合物微球調(diào)驅(qū)等非常規(guī)措施，控制含水上升。