镰刀湾长2油藏高含水期稳产对策研究

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　　【摘 要】镰刀湾长2油藏1998年滚动开发，目前已进入特高含水期。论文就目前开发中存在的矛盾及问题，通过精细注采调整、注水井剖面治理及挖潜措施等研究，为油藏持续稳产提供技术支撑。
　　【Abstract】Chang-2 Reservoir of the Sickle Bay has been rolling developed since 1998， and at present， it has entered an extremely high water cut period. In view of the contradictions and problems in the current development， through fine injection-production adjustment， profile control of injection wells and potential tapping measures， technical support has been provided for the sustainable and stable production of reservoirs.
　　【關键词】特高含水期；开发矛盾 ；稳产对策
　　【Keywords】ultra-high water cut stage； development contradiction； stable yield countermeasures
　　【中图分类号】TE34 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2019）03-0168-03
　　1 区块地质概况
　　镰刀湾区块位于陕北斜坡中部，安塞县境内，油藏类型为构造岩性油藏。开发层系为长2、长6，其中长2为主力层系，动用含油面积17.65km2，动用地质储量904.65×104t，油层埋深1100～1300m，油层厚度10～20m，平均孔隙度15.7%，平均渗透率14×10-3μm2，原始地层压力7.15MPa。平面上划分为西部的ZJ93区块以及东部的L2区块。
　　1.1 构造特征
　　长2层整体表现为“东高，西低”的单斜构造，地层倾角0.5°～1°；其上发育多个次一级小型鼻状隆起构造组合；各小层继承性较强。长213小层微构造显示局部构造高点。
　　1.2 沉积及砂体展布特征
　　长213沉积早期ZJ93和L2区均为河道沉积，长213沉积中晚期则ZJ93区仍为河道沉积、而L2区则河道砂体沉积作用总体停止。长213小层北部及东北部发育4支0.7～1.5km河道。长213砂体发育、河道主体部位砂体厚达25m以上；砂体广泛分布、连片性好，为一定规模油藏形成提供了良好的储集砂体。
　　1.3 储集层特征
　　1.3.1 岩性特征
　　长213储层岩性以灰绿色中、细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。
　　1.3.2 储集空间类型
　　储层孔隙以粒间孔为主，其次为长石溶孔。排驱压力0.09MPa，中值半径0.38μm，属于大孔大喉型～中孔中喉型储层。
　　1.3.3 储层物性特征
　　长213储层孔隙度最小值8.8%，最大值21.9%，平均值为16.24%。 渗透率最小值0.13×10-3μm2，最大值95.71×10-3μm2，平均值27.29×10-3μm2，为低渗透储层。
　　1.4 储层非均质性
　　1.4.1 层内非均质性
　　ZJ93区变异系数0.52，突进系数2.52，级差6.39。L2变异系数0.36，突进系数2.21，级差6.15。从小层渗透率变异系数、突进系数及级差看，镰刀湾长213油藏层内为中等非均质。其中，ZJ93区非均质性要比L2区非均质性略强。
　　1.4.2 层间非均质性
　　ZJ93区分层系数2.89，L2区分层系数2.56，从分层系数看，镰刀湾长2油藏主力小层长213小层分层系数较高，砂体钻遇率高；从砂岩密度看，各小层砂岩密度较高，砂体发育。其中，ZJ93区长213油层砂岩密度要比L2区大，砂体更发育，但分层系数较大，非均质性要强。
　　2 开发概况
　　2.1 开发现状
　　ZJ93区开井39口，日产液529m3，日产油21.16t，含水96.0%，采油速度0.15%，采出程度8.9%。L2区开井61口，日产液645m3，日产油37.92t，含水94.1%，采油速度0.45%，采出程度18.4%。两个油藏整体反映为采出程度低、含水高，产量逐年下降。
　　2.2 开发形势
　　镰刀湾两个长2油藏近年来受油藏水洗特性、开发方式等因素影响，注水调控效果变差，递减增长较快，水驱效果整体变差，目前ZJ93区两项递减12.0%，含水上升率4.4%。水驱储量控制程度95.1%，动用程度52.2%，L2区两项递减12.3%，含水上升率1.4%。水驱储量控制程度97.1%，动用程度56.3%，整体开发形势较为严峻。
　　3 开发矛盾
　　3.1 平面压力分布不均，局部压力下降
　　ZJ93长2油藏地层压力逐年上升，压力保持水平由92.3%上升为94.0%，保持水平较高。ZJ93长2油藏西南部油井产量低，采油速度低，地层压力保持水平较高，北部底水层相对较厚，且Ⅰ类底水接触油井较多，整体压力保持水平也较高；中部注水强度较大，地层压力保持水平呈上升趋势，近年来已逐步下调注水强度。
　　L2长2油藏局部地层压力下降，压力保持水平由79.6降低为78.5%，整体保持水平较低。L2长2油藏东北部压力保持水平较低，西部压力保持水平近年来呈下降趋势，中部Ⅲ类厚隔层隔开底水井较多，能量供应较差，对该区域已加强注水，整体油藏压力保持水平较低，地层压力保持水平平面分布不均。 　　3.2 含水逐步上升，稳产难度大
　　ZJ93长2油藏含水上升主要受两种因素影响：隔层发育程度及构造高低。西部隔层不发育且構造位置相对较低，油井易水淹。南部隔层发育、构造高区域含水相对平稳。东北部隔层发育、构造高区含水上升，分析注水强度过大。中部含水受隔层及构造以及注采强度等因素影响，平面含水分布不均，注采调控难度大，后期结合流动单元、剩余油及动态进行调整挖潜。
　　L2长2油藏含水上升主要受两种因素控制：隔层发育程度及构造高低。西部隔层较发育，局部构造相对较高，整体含水上升较慢，受地层压力下降影响，已增大注水强度。中部隔层不发育区，含水上升较快，且注采强度也较大，受底水和注入水双重影响，调控难度较大，后期结合剩余油、流动单元及动态进行调整。东北部隔层发育含水相对稳定，但压力逐年下降，应加强注水。
　　3.3 水驱储量动用程度较低，水驱效果有待进一步改善
　　镰刀湾长2油藏历年水驱储量动用程度呈下降趋势，目前水驱储量动用程度不到60%。从历年测试情况分析尖峰状、指状、小层不吸水状况较严重，水驱效果急需改善。
　　4 稳产对策研究
　　4.1 细分流动单元，合理注采比
　　依据2017年剩余油分布研究成果，综合反映储层岩性、物性特征，通过砂体厚度、油层厚度、孔隙度、渗透率，计算流动带指数，划分三类流动单元。
　　不同的流动单元应采用不同的注采比，Ⅰ类流动单元物性最好，最容易受效，加上具有一定底水能量，可采用较低的注采比，Ⅲ类流动单元物性最差，最不容易受效，可采用较高的注采比，Ⅱ类流动单元介于两者之间。
　　Ⅰ类流动单元注采比设为0.4、0.6、0.8、1.0、1.2，预测10年。Ⅰ类流动单元随注采比的增加，含水上升，产油量下降。但同时可以看到，地层压力呈上升趋势。合理的注采比，应保持合理的含水上升速度和地层压力保持水平，综合考虑，Ⅰ类流动单元合理注采比取0.6。同理，Ⅱ类流动单元合理注采比0.8；Ⅲ类流动单元合理注采比取1.2。
　　4.2 优化生产参数，合理生产压差
　　4.2.1 合理地层压力
　　根据同类油藏开发经验，该油藏应尽量保持在原始地层压力水平下开发，以地层压降PR=△P/Pi<0.1为宜，即合理地层压力保持水平应大于0.9Pi。研究区原始地层压力为7.15MPa，所以该区地层压力应保持大于6.4MPa。
　　4.2.2 合理井底流压
　　因长2油藏具有一定底水，不同类型接触井合理井底流压也应有所区别。因镰刀湾Ⅰ类接触井占多数，主要对Ⅰ类接触井的流压进行优化。设置井底流压分别为1.6、2.0、2.4、2.8。预测10年。
　　随井底流压下降，Ⅰ类接触井的采油量并未出现下降，含水反而有所下降，分析原因，主要是长2油藏开发时间较长，边底水能量消耗较多，锥进趋势较弱，随井底流压的下降，更多的是平面水驱油起主要作用。结合油藏工程论证结果，Ⅰ类接触井的合理井底流压取2.0MPa即可。
　　4.2.3 合理生产压差
　　镰刀湾长2油藏合理地层压力6.4MPa，合理井底流压为2.0MPa，因此合理生产压差为4.4MPa左右。
　　4.3 开展注水井剖面治理，提高水驱波及体积（图5）
　　根据历年吸水剖面测试及井组产量变化情况，选择镰62-37、镰63-36分注。镰60-57下段无对应油井，建议隔注上段。由于纵向较强的非均质性或堵塞，部分注水井在注水过程中出现了小层不吸情况，下步建议对镰64-35、镰57-601上段进行重孔增注。
　　4.4 优选油井措施，挖潜剩余油
　　在剩余油富集区，对于部分由于渗透性较差而导致低产的油井，若地层能量较高，则可以考虑进行重复压裂引效。部分老井存在一定的潜力层位，目前仍未打开，剩余油较多，在目前高含水开发阶段，可考虑潜力层补孔，增加油井单井产能和提高剩余油采出程度。
　　5 结论
　　①镰刀湾长2油藏为典型的构造岩性油藏，研究区长213为网状河沉积，砂体广泛分布、连片性好，为一定规模油藏形成提供了良好的储集砂体；
　　②长213油藏底水较发育，不同类型底水接触流压也不相同。通过油藏工程论证，I类底水接触井合理井底流压为2MPa，合理生产压差为4.4MPa；
　　③目前进入高含水期后，常规注水调整见效慢，急需通过开展注水井剖面治理、按流动单元注水调整、老井措施挖潜等综合手段来减缓产量递减；
　　④针对目前长2油藏低采出程度、高含水、剩余油分布高度零散的现状，下步可考虑区域及局部加密、滚动扩边，并开展聚合物微球调驱等非常规措施，控制含水上升。
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