姬塬油田低渗透浅层油藏早期开发技术政策研究

杨志承，杨 健，许志雄，刘辉林，高少锋，胡锦博，陈宇钦，姚 杨

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

1 油藏开发概况

1.1 地质概况

姬塬油田低渗透浅层油藏开发层系复杂，浅层诸多层位均有动用[1]，其中以H 油藏开井数占比较大，占比达到78.7 %。单井分散，其中开采层位单一，且油水井较聚集，位于同一套砂体的主要为R 区H 油藏、S 区J 油藏、P 区K 油藏，注采井网较完善部位为H 油藏，日产油占比34.6 %。

H 油藏砂体呈北西-南东向发育，属于岩性-构造油藏。主要开发层系为H12层，砂体平均有效厚度为5.2 m，平均孔隙度为14.1 %，平均电阻率为18.6 Ω·m，平均时差235.21 μs/m，平均渗透率为6.62 mD，平均含水饱和度为51.3 %。H 油藏2016 年投入开发，2017-2018 年依据砂体发育方向，逐渐扩大规模开发，目前油井开井16 口，日产油27 t，水井开井8 口，日注164 m3，油藏属于开发初期。

1.2 储层特征

H 油藏砂体呈北西-南东向发育，构造变化沿砂体发育方向，表现为东高-西低、北高-南低体征；油藏整体底水发育稳定，油藏中部底水厚度较大，平均厚度为4.31 m；局部夹层发育，东北方向边部局部发育夹层，夹层厚度为0.5 m～1.7 m。

表1 H 油藏储层均质性评价标准

H 油藏储层沉积韵律以复合韵律为主，其中沉积特征为正韵律井占比为20 %，沉积特征为反韵律井占比为15 %，沉积特征为复合韵律井占比为65 %。从H油藏储层特征平面分布可看出，平面具有一定的非均质性，西北部与东南部储层物性发育略有差异[2]。H 油藏储层平均变异系数0.46，突进系数砂体个数分类：18个＜2.0、4 个2.0～3.0、1 个＞3.0；级差砂体个数分类：21个＜10.0、2 个10.0～20.0，通过储层均质特征评价标准（见表1），可得出H 油藏储层非均质性弱，基本属于均质储层[3]。

2 小层注采对应关系分析

2.1 地层划分依据与对比方法

利用标志层作为主要划分依据，结合沉积旋回、岩性厚度对比等方法，高级别旋回控制砂层组，次级旋回控制砂层、小层；层位级别由大至小，反复验证；旋回特征不明显段，结合相邻井及上下覆地层旋回特点，确定合理界线点；建立多条骨架对比剖面，逐层验证，适当调整。通过以上划分标准，以Y2 煤层顶为标志层（测井曲线上表现为高声波、高电阻、低密度），多套煤层发育稳定，以煤层顶作为层划分界线，将H 油层划分为：H1层，小层厚度30.7 m；H2层，小层厚度24.0 m；H1层细分为H11小层，小层厚度为15.1 m，H12小层，小层厚度为15.6 m。

2.2 区域地层对比

通过沿砂体走向等海拔剖面连通对比可看出，H油藏煤层发育稳定，地层变化稳定，构造变化较小。

2.3 整体注采连通情况

通过油藏剖面连通状况看出，油藏连通状况较好，东北-西南向构造最大相差20 m，西北-东南向构造最大相差17 m，沿砂体方向构造变化较大。通过小层注采连通剖面可看出，油井R199-03 井单采层，其他15 口井均采层。主力开发层系为小层。

3 合理开发技术政策制定

3.1 早期开发技术政策

H 油藏2016 年7 月投产开发，2017 年5 月西北部投产，属于油藏开发早期。初期受井网不完善影响，主要依靠自然能量开发，递减较大。2017 年9 月完善井网，结合动态变化，逐渐加强注水，单井日注由17 m3上升到21 m3、注采比1.0～2.3、采液强度0.79 m3/d·m～0.91 m3/d·m。递减逐渐下降：初期月度递减为0.63 t，月度递减率为2.77 %；注采井网完善后，月度递减为0.39 t，月度递减率为1.57 %。

3.2 早期开发形势

H 油藏2019 年测得8 口井平均吸水厚度5.0 m，水驱动用程度71.4 %，单井注入强度较大6.5 m3/d·m，主要为射孔段附近吸水，尖峰状占比较大62.5 %（5/8口）。H 油藏2019 年测压6.14 MPa，借鉴姬塬油田同类油藏原始地层压力为12.0 MPa，压力保持水平51.2 %，压力保持水平较低，主要受注采井网不完善影响。

通过西北部和东南部液量递减及油量递减对比。东南部液量递减：前3 个月递减率为5.5 %，月度递减0.4 m3，前6 个月递减率为5.9 %，月度递减0.39 m3，前12 个月递减率11.0 %，月度递减0.6 m3；油量递减：前3个月递减率9.5 %，月度递减0.36 t，前6 个月递减率5.9%，月度递减0.22 t，前12 个月递减率4.0%，月度递减0.15 t。西北部液量递减：前3 个月递减率5.8 %，月度递减0.3 m3，前6 个月递减率1.8%，月度递减0.1 m3；油量递减：前3 个月递减率8.7 %，月度递减0.19 t，前6 个月递减率4.3 %，月度递减0.09 t。可看出R 区投产初期递减（液量递减、油量递减）西北部＜东南部。

3.3 动态变化

H 油藏目前与初期对比油量递减大，其中：液量下降、含水上升井8 口，日损失油量18.1 t，含水上升井3口，日损失油量4.1 t，以液量下降、含水上升井为主，主要受能量保持水平下降，注采井网不完善，压力保持水平不能及时恢复影响。西北部生产较稳定，东南部液量下降明显，主要受底水发育影响，西北部厚度大于东南部；含水上升受采液强度较大影响，东南部采液强度大于西北部。

3.4 合理开发技术政策制定

3.4.1 合理压力保持水平 一般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，其对应的压力值即为合理的压力保持值。借鉴侏罗系老区开发经验，初期压力保持水平基本保持在60 %～70 %。H 油藏目前压力保持水平为51.2 %，压力保持水平偏低。

3.4.2 合理流压 目前H 油藏流压依据IPR 曲线流压稳定在4.6 MPa，产能发挥较好。目前东南部流压稳定在4.8 MPa，西北部流压稳定在6.8 MPa。

3.4.3 合理注水强度 根据注采平衡原理，油井投产后，合理注水量计算公式为：

式中：No-油井数，口；NW-水井数，口；Qo-日采油量，t；Bo-原油体积系数；ρo-地面原油密度，kg/m3；SW-采油井的初期含水率，小数；M-注采比，小数。

通过油藏工程法计算出，合理注水量为24.0 m3/d，合理注水强度2.52 m3/d·m。通过矿场实践R197-01 井组注水强度为2.9 m3/d·m，井组含水逐渐上升，R194-02注水上调后，注水强度由1.4 m3/d·m 上升到1.6 m3/d·m，含水基本稳定，但液量呈下降趋势明显，H 油藏平均实际注水强度2.53 m3/d·m，属于合理注水强度。

3.4.4 合理采液强度 临界产量公式：

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

通过油藏工程法计算出，油藏有效厚度为5.2 m，临界产量为5.3 m3，目前产量为4.7 m3，理论采液强度为1.02 m3/d·m。

通过矿场实践，采液强度与含水变化关系可看出，采液强度≥0.9 m3/d·m（西北部）≈1.1 m3/d·m（东南部），含水变化呈上升趋势，含水上升井较多，受本层水影响较大。目前采液强度基本合理。

3.4.5 合理单井产能 通过不同计算方法，得出R 区H 油藏合理产能为2.3 t（见表2）。

表2 H 油藏初期单井产能不同计算方法统计表

通过对比已开发不同侏罗系浅层油藏早期动态开发情况（见表3），综合考虑R 区H 油藏单井产能目标：西北部2.5 t，目前单井产能为1.8 t（偏低），东南部2.1 t，目前单井产能为1.5 t，偏低。

结合油藏工程法计算结果、侏罗系老区开发经验，合理压力保持水平60.0 %～70.0 %，H 油藏压力偏低；合理流压为4.6 MPa 左右，H 油藏流压偏大；合理采液强度1.0 m3/d·m 左右，H 油藏采液强度合适；合理注水强度1.52 m3/d·m 左右，H 油藏实际注水强度合适（见表4）。

R 区H 油藏整体上地层压力保持水平偏低，目前受底水水驱影响较大。油藏递减大，产能未能充分发挥，通过优化注采比、注水强度，提高压力保持水平，稳定注采平衡，促使井组在控制含水的前提下，稳定见效。

表3 H 油藏与侏罗系老区块早期实际开发变化统计表

表4 H 油藏开发技术政策评价

4 结论与认识

（1）本文通过对R 区H 油藏小层注采对应分析认识到局部小层注采不对应，油井持续递减，针对此问题，实施转注2 口，完善小层注采对应关系，提高水驱控制程度，由71.4 %上升到92.5 %。

（2）通过对小层注采对应关系、井组动态变化分析，同时结合油藏工程法，同类油藏对比法及矿场实践动态变化，制定H 油藏早期开发管理技术政策，为后期稳定、高效开发制定合理方案。2019 年分部位优化注水政策，优化注水22 井次，以加强注水，补充地层能量为主，见效比例20 %（6/30 口），见效井累计增油213 t。

（3）通过对该区注水井吸水剖面调查，为有效提高水驱效果，针对性开展剖面治理措施，优先以油藏中部及动态反应强烈部位实施，实施堵水调剖3 口，提高剖面水驱效果，在控水稳油的前提下，促使油藏水驱快速见效，提高开发水平。