白豹油田长6油藏开发规律研究及稳产技术对策

马登良 赵志明 惠学智

(1中国石油天然气集团公司长庆油田公司工程造价管理部 陕西 西安710018)

(2中国石油天然气集团公司长庆油田公司第七采油厂 陕西 延安717606)

前言

白豹油田长6油藏，油层厚度大，地质储量丰富，但是裂缝较发育、非均质性强，自开发以来，含水上升快、地层能量保持水平低、地层堵塞等问题逐渐凸显，至投产以来，由于油藏裂缝发育、非均质性强，注水矛盾突出，导致水驱效率低，剖面动用程度差异较大，08年以来逐步开展水驱专项治理，其开发效果得到明显改善，递减控制水平、水驱动用程度不断升高。随着时间的延长及一系列专项稳产治理，区块的基本开发特征已初显规律，通过对开发规律的研究，提出注水调整、剖面治理、措施引效等低产井治理方法，提高单井产量，减缓区块递减。

一、地质概况

白豹地区长6油藏是三角洲前缘滑塌形成的深湖—半深湖浊流沉积，砂体连续性差，区块不连片，单个油藏富集规模较小。受多期沉积及成岩作用的影响，储层飞均质性较强，裂缝较为发育，储层以微-粉细长石砂岩为主，粒间孔发育，存在微细喉道。油层横向展布受沉积相——成岩相带所控制，呈层状大面积分布，与砂体展布形态一致，为岩性油藏。油藏油层埋深2300 m，平均孔隙度11.4%，渗透率0.5mD，属于典型超低渗油藏。

表1-1白216区块原油分析数据表

该油藏至投产以来，由于油藏裂缝发育、非均质性强，注水矛盾突出，导致水驱效率低，剖面动用程度差异较大，08年以来逐步开展水驱专项治理，其开发效果得到明显改善，递减控制水平、水驱动用程度不断升高，具有较好的超低渗油田开发示范作用。

白豹长6油藏主要主要分布在白209、白216区块，控制含油面积40 k m2地质储量1810×104t，2005-2011年累计建产能30.3×104t，至投产以来，累计产能108.8×104t。白豹油田长6油藏2013年12月油井开井数248口，日产液水平518方，日产油水平308吨，综合含水29.6%；采出程度5.44%，采油速度为0.56%；水井开井数103口，日注水平1744方，单井日注水平16.9方。

二、开发规律研究

1.产量递减规律

初期递减大，投产一年后产量趋于平稳，地层启动压力梯度大以及导致流体流动能力差，造成油水井之间压力驱替系统建立缓慢。如白216区块投产初期井在前四个月递减均在40%以上。

图2-1白216区块2007年分月投产井递减曲线

2.见效规律

据生产资料统计，经过7年的注水开发，白豹油田长6油藏绝大部分油井都已见效，见效程度在80%以上。油井见效周期因区域地层物性不同而相差各异，其中油藏北部油层厚度大、渗透率较高、物性较好，见效期相对较短，北部见效周期为9-12个月，油藏中部物性次之，见效期也随之增长，中部见效期为12-15个月，油藏南部物性较差，油层厚度也相对较小，且致密层、隔夹层发育较多，油井见效慢，南部见效周期在15个月以上，部分油井至今无仍无明显见效特征。油井见效主要分为三类：见效见水型、产量上升型、产量稳定型。油井见效后日产液明显增加，日产油略有增加，含水上升。

表2-1长6油藏见效特征统计表

3.见水规律

从目前全区见水井的分析结果看，该区见水主要分三个类型：裂缝性见水，此类见水井主要分布在区块北部裂缝发育区域，如白209北部；空隙—裂缝型见水，此类见水井主要分布在区块中部高渗带，如白216

表2-2长6油藏见水特征统计表

中部；空隙型见水，多分布于区块南部.从见水时间上看主向井见水周期长，白209见水主向井周期为22个月，平均见水速度为0.8 m/d，白216主向井见水周期为18个月，平均见水速度为1.0 m/d；侧向井见水周期较快，白209侧向井见水周期为16个月，平均见水速度为0.7 m/d，白216侧向井见水周期为12个月，平均见水速度为0.9 m/d。

4.压力变化规律

由于启动压力梯度较大、地层脱气、油层连续性差等诸多因素，导致水井压力传导速度慢，注采压差逐渐增大，表现在注水井地层压力不断上升，对应油井地层压力下降快、恢复缓慢。目前两个区块地层压力保持水平较低，均保持在75%左右。

图2-2长6油藏历年压力变化曲线

压力驱替系统尚未建立之前，油井压力恢复速度与累计注水量之间的关系不很明确，高累计注采比，对应低地层压力。

图2-3 长6油藏地层压力与含水关系散点图

三、存在主要开发问题

1.裂缝发育，控水难度大

由于地层物性原因，白豹油田长6油藏裂缝发育，通过后期人工大规模改造后形成了复杂的人工和天然的裂缝系统，对油田开发影响很大，以白209区为例，近年来经试井解释、示踪剂测试、吸水剖面测试、吸水指示曲线、剩余油饱和度、水驱前缘等多种手段研究发现，在该区存在裂缝58条，目前损失产能约80 t/d。

2.平面层间矛盾突出，水驱状况日益复杂

以白209区块为例，2010年前，油井见效主要以增油的产量增长型为主，见水井少，3年共计11口；2011年之后，见效井见水井比例增加，措施井出水量增加，每年见水井10口以上。在控制含水上升下调配注的同时，影响到周围其他油井能量供给，液量下降。导致控水稳油难度加大。2013年为控制含水，12个井组注水量下降，5个井组能量受到影响，递减大于20%。对20个井组开展注水试验，结果表明：高含水井组：注水强度≥2.2 m3/d.m，微裂缝开启，含水上升快。注水强度≤1.5m3/d.m，地层能量受到影响。低含水井组：注水强度≤1.8 m3/d.m，地层能量受到影响。

吸水不均，导致注入水单向、单层突进，部分区域含水上升较快，而其他区域油井见效程度低，2013年共完成吸水剖面测试30层段，其中吸水较均匀19层段，不均匀6层段，不吸水5层段。

四、2014年稳产对策

1.精细注水调控，控制含水上升

根据压力分布现状及含水分布情况进行局部调整，全区注水强度保持在0.8-1.0 m3/m.d，针对东部油井见效程度高、含水高的“双高”开发形势，下步实施整体温和注水政策，注水强度控制在0.7-0.8 m3/m.d；针对中部能量保持水平高、油井含水高、产液量低的开发形势，下步实施整体温和注水政策，注水强度保持在0.7-0.8 m3/m.d；针对西部能量保持水平低、生产平稳、含水低的开发形势，下步实施加强注水政策，注水强度保持在0.8-1.0 m3/m.d。

2.细化剖面治理，改善水驱状况

针对裂缝发育、油井见水方向明确的井组继续完善“区域堵水”政策，通过堵塞出水裂缝及高渗层段，改变水驱方向，提高水驱动用程度，计划实施7口。

重点治理因井口压力高注不进、裂缝渗流导致油井高含水的注水井，计划增注3口，补孔分注4口。

3.开展低产井挖潜，提高单井

以降低油藏综合递减为目的，开展低产井分类治理，以酸化解堵、重复压裂、体积压裂为主要方式，预计实施增产措施15口。