靖安油田杨66延9油藏早期开发技术政策研究

张彬，陈勇，王贵文，张战雨，苏幽雅，吴国文

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

靖安油田杨66延9油藏早期开发技术政策研究

张彬，陈勇，王贵文，张战雨，苏幽雅，吴国文

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

杨66延9油藏在开发过程中面临着能量保持水平低、油井见效程度偏弱、油藏开发强度偏小，需进一步提高油藏开发水平的问题。本文在分析总结油藏开发过程中的动态变化特征及规律的基础上，重点通过油藏工程方法计算，同时借鉴同类油藏开发特点及变化规律，分析制定更符合油藏开发实际的压力保持水平、注水强度、注采比及采液强度等技术指标，通过不断优化注水技术政策，促使油藏进一步见效，提高油藏开发水平。

开发规律；开发水平；技术对策

杨66延9油藏在区域构造上属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段，区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜。构造形态上表现为东高西低，北低南高的构造特征。主要开发层系为延9、延10层，储层物性相对较好，受沉积相带控制，平面上和纵向上非均质性较强。油藏类型属岩性－构造油藏，油藏西南部边底水发育，原始驱动类型为弹性驱[1]。

1 早期开发规律研究

1.1 递减规律

与同类油藏对比来看，滞后注水6个月的塞247延9油藏，前三个月递减为7.1%，前六个月递减为37.4%；滞后注水12个月的ZJ4延9油藏，前三个月递减为38.3%，前六个月递减为55.3%；滞后注水3个月左右的塞248延9油藏、陕92延9油藏及杨66延9油藏，前三个月递减为10.0%～15.0%，前六个月递减为15.0%～28.0%。通过对比分析，认为滞后注水时间越长，油藏递减越大：滞后注水3个月，半年递减30%以内，滞后注水6个月，递减40%左右，滞后注水一年，递减达55.0%，把握合理的注水时机是提升早期油藏开发水平的一个关键因素。

1.2 见效规律

杨66延9油藏进入注水开发之前，油藏处于递减阶段，在注水后2～3个月，油藏开始见效，见效幅度90.4%，见效比例57.0%，其中以液量上升、含水稳定为主要见效特征的I类见效油井15口，见效比例25.9%；以液量稳定或略有上升、含水稳定为主要见效特征的II类见效11口，见效比例19.0%；以液量稳定或略有上升、含水上升为主要见效特征的III类见效油井7口。整体来看，油藏见效周期为60 d～90 d，见效以I、Ⅱ类见效为主；Ⅲ类见效井主要位于小低点；不见效井多位于油藏边部，储层物性差，受井网不完善影响。

1.3 含水变化规律

油藏含水整体上保持稳定，含水的高低基本上与初期含水保持一致，从含水的平面分布来看，含水的高低与构造的高低呈负相关关系，构造越高的部位含水越低，构造越低的部位含水相对较高。其中，处于小沟槽的油井共14口，平均含水58.3%；处于小低点的油井共19口，平均含水35.6%；处于小高点的油井共15口，平均含水29.4%；处于鼻状隆起的油井共10口，平均含水20.4%；从7口见水油井所处部位来看，构造较低的部位，优先见效见水。

1.4 流压变化规律

杨66延9油藏在未注水开发的前三个月，流压呈下降趋势，注水开发后，流压变化呈逐步上升趋势，受油藏中部井网不完善影响，在油藏开发一年后流压下降较快。见效井流压在开发6个月后开始上升，之后保持稳定。

2 油藏早期开发技术政策研究

2.1 合理的压力保持水平分析

按照累积注采比与压力变化关系：地层压力随累积注采比的增加而增加，但当累积注采比超过某一值时，地层压力随着累积注采比的增加反而下降，将这一累积注采比称为临界累积注采比，其对应的地层压力值即为合理的地层压力保持值[2-5]。借鉴同类ZJ4延9油藏压力与注采比关系，地层压力在达到7.9 MPa，压力保持水平达到72.0%时，地层压力随着累积注采比的增加而下降（见图1）。

图1 ZJ4延9油藏地层压力与累积注采比关系图

根据矿场实践方法，也就是从盘古梁侏罗系老油藏对比来看，初期见效稳产阶段，压力保持水平基本保持在65%～70%（见图2），综合考虑，杨66延9油藏的压力保持水平以65.0%～75.0%为宜。

图2 盘古梁侏罗系各区块早期压力对比图

2.2 合理的流压分析

根据油藏工程方法，即根据杨66延9油藏的流入动态曲线，目前油藏综合含水在50.0%时，油藏的最小合理流压为2.0 MPa。

根据矿场统计方法，也就是同类的盘古梁侏罗系各区块流压情况来看，流压保持在2.5 MPa～3.0 MPa。其中以陕92延9油藏为例，陕92延9油藏流压保持在2.5 MPa～2.8 MPa，流压恢复程度为112.0%左右，目前杨66的流压保持在1.6 MPa，流压恢复程度为72.7%，分析认为杨66流压保持水平偏低，合理的流压应保持在2.5 MPa～3.0 MPa。

2.3 合理注采比分析

通过油藏工程注采比与水油比关系法。注采比计算公式：

式中：IPR-注采比，无因次；WOR-水油比，无因次；βo-地层油体积系数，无因次；γo-地面原油密度，无因次；G、H-综合系数。

将各项参数代入注采比计算公式后，杨66延9油藏注采比为1.05。根据矿场实践方法，目前杨66注采比与产液量变化关系、注采比与含水变化关系无明显相关性，借鉴同类盘古梁侏罗系开发油藏，各区块早期开发时注采比基本保持在1.0～1.3，注采比超过1.3时，油藏含水上升速度明显加快。以陕92延9油藏为例，陕92油藏在开发早期，制定以整体强化为主的注水技术政策，注采比由初期的0.8逐步上调到1.3，油藏见效明显，目前，该油藏注采比保持在1.3以内，油藏开发动态稳定。杨66延9油藏目前注采比为1.24，含水无明显上升，但油井液量明显偏低，平均单井液量仅5.4 m3，结合油藏实际开发情况，分析认为：目前的注采比偏低，下步需持续开展以强化为主的注水技术政策，促使油藏进一步见效，提升产液量。

2.4 合理注水强度分析

通过油藏工程计算注水强度。注水强度计算公式：

式中：No-油井数；Nw-水井数；Qo-日采油量；Qw-单井日注量；Bo-原油体积系数；ρo-地面原油密度；ρw-水的密度；Sw-采油井的初期含水率；M-注采比。

将各参数代入注水强度计算公式，杨66延9油藏合理日注水量为28.8 m3，合理注水强度为2.5 m3/m·d。根据矿场实践方法，目前杨66注水强度与产液量变化关系、注水强度与含水变化关系无明显相关性，借鉴同类盘古梁侏罗系开发油藏，各区块早期开发时注水强度基本保持在2.5 m3/m·d～3.0 m3/m·d。杨66延9油藏目前注水强度为2.62 m3/m·d，考虑目前油藏整体产液量偏低，分析认为：目前的注水强度偏低，下步需持续开展以强化为主的注水技术政策，促使油藏进一步见效，提升产液量。

2.5 合理采液强度分析

从油藏工程出发，按照临界产量公式：

式中：Lo-原油黏度；Bo-原油体积系数；re-油井泄油半径；rw-井筒半径；b-射孔厚度；ho-油层厚度。

将各项参数代入采液强度计算公式后，杨66延9油藏单井日产临界产量9.0 m3，合理采液强度为0.77 m3/m·d。根据矿场实践方法，目前杨66采液强度与产液量变化关系、采液强度与含水变化关系无明显相关性，借鉴同类盘古梁侏罗系开发油藏，各区块早期开发时采液强度大于0.8 m3/m·d时，油藏含水上升速度明显加快（见图3，图4）。杨66延9油藏目前采液强度为0.47 m3/m·d，分析认为：目前的采液强度偏低，合理采液强度应保持在0.8 m3/m·d左右。

图3 塞248延9油藏采液强度与含水变化散点图

图4 ZJ4延9油藏采液强度与含水变化散点图

2.6 开发技术政策界定

结合油藏工程法计算结果、侏罗系老区开发经验，目前杨66延9整体上地层压力保持水平偏低，注采比、注水强度、采液强度等技术指标均相对偏弱，油藏产能未充分发挥，需进一步适度强化注水，促使油藏进一步见效，提高产液量，提升油藏开发水平（见表1）。

3 结论及认识

（1）滞后注水时间越长，油藏递减越大。把握合理的注水时机是提升早期油藏开发水平的一个关键因素。

（2）油藏以I、Ⅱ类见效为主，但见效幅度及见效范围仍然偏小，油藏有进一步见效空间。

表1 杨66延9油藏开发技术政策制定

（3）杨66延9油藏整体压力保持水平较低，下步工作应以提升油藏压力保持水平为核心，不断提高油藏开发水平。

（4）油藏整体开发强度偏弱，需进一步开展以强化为主的注水技术政策，促使油藏进一步见效，提高油藏开发水平。

［1］郭发荣，等.侏罗系弱边底水油藏开发技术政策探讨［J］.中国石油和化工标准与质量，2013，（11）：162.

［2］刘明汐.靖安油田盘古梁侏罗系油藏稳产技术研究［D］.西安：西安石油大学，2012.

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

［4］武月荣.盘古梁侏罗系延9油藏稳产技术研究［D］.西安：西安石油大学，2012.

［5］胥中义，等.边底水油藏开发中后期调整挖潜技术研究及应用［J］.石油化工应用，2009，28（1）：66-68.

Jing'an oilfield 66 Yang Yan 9 oil reservoir early development of technology policy research

ZHANG Bin，CHEN Yong，WANG Guiwen，ZHANG Zhanyu，SU Youya，WU Guowen
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

66 Yang Yan 9 oil reservoir facing low energy to maintain the level,the degree of effective weak wells,reservoir development intensity is too small,need to further improve the level of reservoir development issues in the development process.Based on the analysis summarized reservoir development process dynamic characteristics and rules on focusing through reservoir engineering calculations,drawing on similar reservoir development characteristics and changing law,the analysis to develop more in line with the pressure to maintain the level of actual reservoir development,water injection strength,injection-production ratio and liquid production strength technical indicators through continuous optimization of water injection technology policies to promote effective reservoir further improve reservoir development level.

development law；development level；technology policy

TE357.6

A

1673-5285（2016）12-0054-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.014

2016－10-09

张彬（1985-），2008年毕业于中国地质大学（北京），地球物理学专业，现为采油三厂地质研究所油田开发室工程师。