杨学武，张 鹏，周美红，江 涛，雒文杰

(中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006)

姬塬油田长4+5油藏开发特征及稳产技术对策

杨学武，张 鹏，周美红，江 涛，雒文杰

(中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006)

为了探索姬塬油田长4+5油藏的开发规律和制定合理的技术措施，以油藏开发特征及其控制因素入手，分析了不同开发方式、不同开发技术政策对油藏稳产的影响，提出了不同开发阶段稳产技术对策。

姬塬油田;开发特征;稳产技术

1 油田概况

1.1 地质概况

姬塬油田长4+5油藏分布于陕北斜坡带，区内构造简单，东西向构造与南北向砂体相配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈闭。

油藏边底水不发育，驱动类型为弹性溶解气驱动。原始地层压力为14.86 MPa，压力系数为0.78，饱和压力为5.97 MPa，平均有效孔隙度为9.95%、平均渗透率为0.83×10－3μm2，属典型的特低渗低压高饱和岩性油藏。长4+51、长4+512油砂体在局部井点发育，连片性差，动用程度低，长4+522油砂体是其主力开发层。

1.2 流体性质

长4+5油藏地面原油黏度为11.7 mPa·s，密度为860 kg/m3，凝固点21℃，气油比为47.8，溶解系数为6.95，原油性质较好。地层水水型为CaCl2型，原始地层水矿化度为73.77～87.25 g/L。

1.3 开发状况

姬塬油田元48井区2003年投入试采，2005年开始大规模投产。截止目前，长4+5油藏共开油井278口，日产液763 t，日产油454 t，含水量为40.19%;开注水井100口，日注水2 387 m3，月注采比为2.81。

2 长4 +5 油藏开发特征

2.1 采液、采油指数变化特征

长4+5油藏束缚水饱和度高，油水两相渗流范围较窄，原油采收率潜力小。在油水两相渗流带，随着含水量上升，油相渗透率快速下降而水相渗透率则缓慢上升，因此，油井见水后采液指数下降，由于采液指数下降，加之含水量上升导致采油指数很快下降，采油的技术难度加大。

元48井区30口油井见水前后生产指标统计，产液指数由0.33 m3/(MPa·d)下降至0.20 m3/(MPa·d)，产油指数则由 0.21 t/(MPa·d)下降至 0.10 t/(MPa·d)。

2.2 水驱变化特征

自投入开发以来，随着注采井网的不断完善和注采关系的调整，油藏水驱储量控制程度和动用程度都有较大幅度地提高。但是，吸水剖面测试结果显示，长4+5油藏上段吸水量普遍小于下段，且吸水状况较下段差，部分井水驱存在指状突进的现象，层内矛盾表现突出。

2.3 压力变化特征

油藏能量总体呈上升趋势，能量分布极不均衡，元48区平均单井吸水厚度由7.0 m增加到10.9 m，水驱储量动用程度由72.3%提高到77.2%。2008年测得白于山6口水井吸水剖面数据显示，平均单井吸水厚度为8.65 m，水驱储量动用程度为72.9%，3口可对比井平均单井吸水厚度由6.03 m增大至8.0 m。主侧向油井压力差异大，能量平面分布不均。

2.4 油井见效特征

元48区油井见效比例达到27.4%，平均见效周期408 d。

1)从不同投产时机见效井生产动态(表1)来看，同步注水油井见效前单井产量较低、含水量较低，见效后液量、油量上升，含水量、液面先上升后下降;超前注水井见效前单井产量、含水量较高，见效后液量、油量上升，含水量持续下降，液面先上升后下降。

表1 姬塬油田元48区长4+5油藏不同投产时机油井生产情况

2)从油藏不同部位来看，油藏东部矩形井网实验区见效时间最长，油井见效前含水量相对较高，油井见效后液量、油量、液面上升，含水量下降;油藏南部反九点菱形井网区见效周期最短，油井见效后液量、油量上升，含水量、液面稳定;油藏西部反九点菱形井网区油井见效后液量、油量上升，含水量、液面先上升后下降。

2.5 油井见水特征

1)从长4+5油藏见水井的分布情况看，见水井发育区为裂缝发育部位、井排方向及其共轭方向。目前元48区有见水井30口，主要分布在油藏东部矩形井网、油藏西部储层裂缝发育区以及转注骨架井周围，见水方向与动态监测的储层微裂缝发育方向基本一致。

2)五点法矩形井网见水井比例高。元48区矩形井网区内有油井50口，见水井19口，见水井比例高达38.0%，未见水井单井产量低。采用菱形反九点井网累计建油井141口，见水井11口，见水井比例为12.3%。可见，五点法矩形井网对油藏的适应性差。

2.6 产量递减特征

1)产量递减遵循双曲递减规律，呈逐年下降趋势，递减率随着开发时间的延长而逐渐降低。2007年年底，白于山老井自然递减率由18.19%下降到16.13%，递减率下降了2.06%。

2)投产时机对油井递减有影响。表2为不同投产时机油井递减率。从油井初期产量、稳定产量来看，超前注水区均优于同步和滞后注水区，超前注水使单井产量提高了近10% ～60%，自然递减率减小了15% ～40%。

表2 姬塬油田不同投产时机油田递减率对比

2.7 含水变化特征

1)直接跨越无水采油期，出现投产见水的特征。受储层物性、超前注水强度、天然裂缝、井网适应性等因素的影响，长4+5油藏在投产初期即出现见水的现象。见水井主要分布在储层裂缝发育区以及转注骨架井周围，见水方向与最大主应力方向相同。

2)中低含水期含水量上升快，随着含水量上升，含水上升率呈下降趋势，最终采收率降低。

3)超前注水区含水量上升速度快。2007年通过对元48区的160口老井的含水量变化分析发现，超前注水区油井投产初期含水量较注采同步区高出11.7%，一年后高出13.4%，因而，超前注水在减缓油井初期含水量递减的同时，又会造成油藏投产见水、产量稳定后含水量比较高的负面影响。

3 稳产技术对策研究

长4+5低渗注水开发油藏稳产技术对策研究的总体思路是以提高单井产量为中心，以建立有效的驱替系统为目标，调整注水技术，适时调整井网，最终达到提高注入水波及程度，减缓递减，实现油田高效开发。

通过以上规律研究，应分油藏、分区域制定相应的开发技术政策。

3.1 超前注水开发技术

长4+5油藏是典型的特低渗油藏，油藏驱动类型为弹性溶解气驱，自然能量低，若依赖自然能量来开发，地层压力下降快，油井产量递减快，稳产难度大，要提高开发水平，必须实施注水开发，及时补充地层能量。

1)合理地层压力保持水平的确定。对于地层、排距一定的油藏，超前注水一定时间后，地层压力提高，油井投产后，油水井之间有一个压力分布，地层压力提高的不同，任一点的压力梯度不同，当地层压力提高到一定值，对应任一点的压力梯度都大于该储层的启动压力梯度时，即认为在该压力下建立了有效的驱替压力系统。结合油藏工程计算，可确定超前注水合理压力保持水平为120%左右。通过模拟研究，当地层压力保持水平为原始地层压力的120%左右，单井产量增幅达到最大。

2)合理注水强度的确定。注水强度与注水井井底流压有关，因此，首先应确定注水井允许的最大注入压力，根据开发经验，一般注水井最大流压以不超过地层破压的90%为宜。据此原则即可确定最大注水强度，进而根据超前注水的实际效果分析。当注水强度大于3.0 m3/(d·m)时，油井投产后含水上升较快，见水较快，这一统计结果与理论计算基本吻合，因此元48区超前注水强度应控制在3.0 m3/(d·m)以内。

3)累积注水量的确定。原始地层压力、孔隙度不同，提高相同的压力保持水平时压力差不同，因此，需要注入的孔隙体积倍数也不同。根据不同渗透率下孔隙注入体积倍数与原始地层压力的关系，可计算出超前注水达到目标能量保持水平时所需累积注水量。

4)超前注水天数的确定。以上我们确定了合理压力保持水平和合理注水强度，结合区块渗透率和原始地层压力等参数，可确定元48区合理超前注水时间约为200 d。

3.2 井网优化配套技术

2004－2005年在元48区开展井距550 m、排距100 m和120 m矩形井网试验。从试验情况看，投产油井共50口，其中投产后见水19口，见水比例为38.0%，由此可见小排距矩形井网适应性差。为了提高井网适应性，并考虑开发后期的井网调整，由原来的井排平行主应力方向的矩形井网调整为菱形反九点井网，对角线与地层最大主应力方向NE75°平行。

菱形反九点注采井网系统具有如下优越性:1)具有较高的水驱控制程度;2)具有较高的采油速率;3)具有较高的最终采收率;4)井网调整具有较大的灵活性，中后期可根据开发的需要将角井转注，形成沿裂缝的线状注水方式。

生产实际情况表明，与正方形反九点井网相比较，菱形反九点法井网区内油井产量递减幅度小、综合含水低，因而，菱形反九点注采井网比正方形反九点井网有更加广泛的适应性，是开发长4+5油藏的优选井网。

3.3 深化油藏地质研究，分区域制定注水开发技术政策

长4+5油藏不同区域投产时间、注水开发时机、储层物性、采出程度、注采井网等各不相同，因此在实际油田开发中，根据油藏平面上不同部位油井的受效程度、压力恢复状况确定能量的补充速度和油井的采液强度，进而确定该部位的注采比，最后根据注水井剖面上的吸水状况，确定注水井的注水强度，以均衡压力分布，提高水驱效率。

3.4 平面径向调差和化学堵水封堵裂缝相结合技术

1)平面径向调差，均衡水驱方向。长4+5油藏采用以水动力受效为核心的平面注采调控措施，主要针对裂缝型、主流线型水动力受效单元。一方面控制水驱主方向上注水强度，加强侧向注水强度;另一方面，对水驱侧向油井采取放压提液生产，强制使水驱向侧向扩展，促使油井全面均衡见效。

2)化学堵水封堵裂缝，改善水驱主方向。长4+5油藏的开发实践表明，油水井双向改造容易引起次生裂缝沟通，形成裂缝性渗流，表现出极其狭窄的渗流通道，裂缝线侧向油井得不到注水能量补充，造成低产。通过在注水井实施化学堵水封堵裂缝，改变注入水渗流方式，以改善水驱状况。

3.5 加强油藏动态监测应用

1)油水井定点测压，客观准确评价地层能量状况。着重实施油水井定点测压，以准确掌握各层能量动态变化状况，及时评价注水效果，为注采调控提供科学依据。

2)强化剩余油分布、吸水剖面测试及研究应用，加强水淹层状况评价及见水井治理。通过吸水剖面测试、剩余油分布测试，可明确出水层位及油层水洗程度，为见水井治理提供准确依据。

4 结论和认识

1)天然裂缝影响注水开发效果，裂缝对油藏的压力分布有着重要的影响，油水井沿裂缝带沟通是油井见水的主要原因。

2)超前注水使长4+5油藏开发初期单井产量提高，自然递减减小。但超前注水区油井投产初期和产量稳定后含水量均较注采同步区高。

3)长4+5油藏在见水后采液指数和采油指数下降，因此，应尽可能延长低含水采油期，提高中低含水阶段的采收率。

4)长4+5油藏开发初期递减大，产量递减遵循双曲递减规律，产量随开发时间延长而呈逐年下降趋势，递减率随着开发时间的延长而逐渐降低。

［1］ 李道品.低渗油田开发［M］.北京:石油工业出版社，1994.

［2］ 王道富，李忠兴.鄂尔多斯盆地超低渗透油气田开发技术［M］.北京:石油工业出版社，2003.

［3］ 李书恒，赵继勇，崔攀峰，等.三超低渗透储层开发技术对策［J］.岩性油气藏，2008，20(3):128－131.

Characteristics and Stable Development of Jiyuan Oilfield Chang 4+5 Oil Reservoir

YANG Xue-wu，ZHANG Peng，ZHOU Mei-hong，JIANG Tao，LUO Wen-jie
(Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan 750006，Ningxia，China)

In order to grasp the proper development of the law and technology to develop a reasonable boundary，this paper mainly discusses the characteristics of the controlling factors of reservoir development，analyzes the different development methods，different effects of development policy on reservoir production，and proposes technology countermeasures for stable development in different stages.

development law;development features;technology of stable production

TE254

B

1008-9446(2011)03-0001-04

2011-07-3

杨学武(1982－)，男，宁夏盐池人，中国石油长庆油田分公司第三采油厂地质研究所油田开发室助理工程师，主要从事油田开发管理工作。