志丹油田低渗透油藏效益开发过程中的决策分析

张珊珊 张婷婷 刘 玺 李玉蓉 井亚洁

1.延长油田股份有限志丹采油厂 陕西延安 717500；2.延长油田股份有限勘探开发技术研究中心 陕西延安 716000

志丹油田处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中西部，现今构造为一平缓西倾单斜。延长组长6 油层组为志丹油田主力含油层段，以三角洲前缘沉积为主，油藏的主要类型为岩性油藏。但长6 油层储层非均质性强，平面上连片性差，油层横向上连通性较差，纵向上层间矛盾异常突出。在开发过程中，受平面及层间非均质性影响，储层动用状况差。目前，研究区已进行规模开发，采用水平井和常规井共同开发。但是常规井挖潜难度大，主要是由于地层能量低、油井产量递减较快、含水上升快等问题。

1 志丹油田低渗透油藏整体地质特征分析

通过不断探索长2 以上浅层、深层和页岩油藏的成藏机理与规律，建成了延10、长2、长6 等多个高效油藏，实现了储量资源的稳步增长。

1.1 长2 以上浅层技术分析

长2 以上浅层油藏先后经历了探评找发现、规律研究找富集和新老区结合精细研究找有利三个阶段，形成了古地貌古河重新刻画找高点、测井二次解释储量再认识及低阻油层判别图版再造三项主体技术，实现了优质储量的有序接替。

（1）古地貌精细刻画技术：应用印模法对古地貌进行恢复，随着勘探开发程度不断增加，可应用资料逐年增多，古河刻画精度不断提升，为总结侏罗系油藏成藏规律打下坚实基础。依据区域现有资料，采用印模、残余厚度、地震预测法三种方法，精准刻画前侏罗系古地貌，发现侏罗系油藏沿古河道两侧分布、呈串珠状排列的富集模式，并先后在古河两侧高地、斜坡、坡嘴地带发现8 个侏罗系油藏，建成产能5.6 万t/ a。

（2）测井二次解释技术：通过对测井曲线AC、GR、SP 标准化处理、四性关系研究，建立储层孔隙度、渗透率图版，结合试油、生产资料，通过建立图版，最终确定有效储层的识别标准，形成了操作性强、指导性强的精细测井二次解释技术。在四性关系研究的基础上，结合录井、岩心、试采资料，对测井曲线进行标准化处理，分区分层建立测井解释模板10 个，完成了浅层油藏测井二次解释140余口，指导潜力层补孔12 口，落实了地质储量60 万t/ a。

（3）低阻油层识别技术：运用视电阻增大率（RI）法、视地层水电阻率正态分布法等，判断低阻层段含油性。针对区域内长1、长2 低阻油藏常规测井识别难度大、油藏隐蔽性高的特点，采用低阻识别技术开展低阻成因研究，总结形成了4 种低阻油藏识别方法，先后发现8 个低阻油藏，落实地质储量150 万t/ a。

1.2 深层技术分析

深入沉积微相、储层特征和富集规律研究，明确了三叠系深层油藏主控因素，完善了三叠系油藏富集规律，形成长6 油藏甜点区筛选技术，为深层油藏增储研究提供了技术保障。

精细研究志丹油田长6 生烃强度分布、描绘各时期砂体展布、刻画各层系顶面构造，总结成藏主控因素，明确富集有利沉积相带，发现了2 个大型油藏，落实地质储量150 万t/ a，建成产能56 万t/ a。针对长6 层剩余储量丰富，但效益建产难度大的现状，通过物性参数图版法、含水分级预测法定量筛选建产甜点区，指导分区分步建产。

1.3 长6 储层综合评价技术

建立了长6 储层综合评价技术，将储层分为四类，对高效动用页岩油进行指导，目前累计建产能10 万t/ a，动用地质储量150 万t/ a。以区内长6 定向井试油、生产数据为基础，分析各物性参数与初期产量、含水相关性，选取关联性较好的电阻率、渗透率以及油层厚度作为长6 储层识别标准，将长6 储层分成四类。

（1）老区扩边技术：按照侏罗系油藏主砂体上找构造，三叠系油藏主砂体上找显示的思路，重新刻画油藏边部区域砂体展布和构造形态，重新认识油藏规模，挖潜老区扩边潜力。

（2）非主力层建产潜力评价技术：根据油气纵向运移规律，围绕已开发三叠系油藏，开展深层油藏非主力层建产潜力研究。通过复查油水井测录井资料，结合测井二次解释，重新评价非主力层出油潜力，精细刻画砂体和构造形态，预测油藏规模，共实施补孔认识99 井次，发现并建成3 个油藏。

2 志丹油田低渗透油藏开发存在问题

2.1 有效矿权面积内增储空间不足

有效矿权面积小，增储空间受限，同时因规模建产，优质储量基本全部动用，剩余储量以三叠系低品位储量为主，难以达到考核标准，浅层隐蔽性强，规模小，落空和低产井风险大。每年一轮详细老井筛查，挖掘纵向潜力，对长1、长2 等非主力油藏（超小甜点、超低对比度）进行开发探索。

2.2 优质浅层油藏发现难度大

近年发现的浅层油藏均为低幅构造条件下的小规模油藏，随着区域中部油藏富集区勘探程度的不断增加，有限矿权面积内优质浅层油藏发现难度逐年增大。

2.3 三叠系超Ⅲ类储量效益建产难度大

三叠系长6 出油点在区内分布广泛，主要为老区扩边。剩余储量主要分布在扩边区，油层以多夹层厚砂型、单层中厚砂型和多薄互层型为主；同时针对储层致密、油层薄、隔夹层发育油藏，高效动用技术还不成熟，效益建产难度大。

2.4 高含水阶段水驱规律认识还需继续加强

全油田管理油藏的综合含水68.8%，其中部分油藏进入中高含水期，产量占74.1%。过等渗点后水相相对渗透率上升速度明显加快，平面剖面矛盾突出，控水稳油难度加大。

3 志丹油田低渗透油藏效益开发对策

3.1 深化油藏基础研究指导开发调整

（1）精细单砂体刻画研究：围绕剖面剩余油动用程度不均的矛盾，从剖面沉积构型、平面发育特征、水驱动用情况等方面入手，点- 线- 面相结合，建立了单砂体研究刻画体系。同时利用数值模拟手段，完善注采对应关系，实现油藏高效开发。根据岩心、测井及试井等资料开展单砂体划分，利用动态资料验证砂体连通性；加大成果应用，指导完善单砂体注采关系，为精细注采调整打基础。下一步将加快对剩余油藏开展单砂体刻画、单砂体挖潜；兼顾油藏地质及开发特征，应用单砂体刻画成果，建立精细地质模型；同时充分结合剩余油监测资料，精准剩余油认识，提出后期剩余油挖潜方向。

（2）精细油田注水策略：丰富注水调整方式，探索不同油藏合理注水制度。基于单砂体条件下的精细注水调整技术，配套调剖调驱后注水政策优化，实施分开发阶段、分开发层系的精细注水调整方式。坚持精细单砂体刻画、精细注采单元划分、精细技术政策优化、精细注采调整工作，立足油藏整体治理，调剖调驱工作实现“常态化、全覆盖、周期性、集中化”，持续提升注水有效性。同时针对不同油藏开发矛盾，做好三次采油试验及效果评价，做好技术储备。

3.2 精细油藏分类治理

以“降递减、控含水、改善水驱”为目的，突出全生命周期设计、优化技术体系、攻关技术瓶颈，提升油藏开发效果，实现油田良性开发，“十四五”末将自然递减控制到10.0%以下。针对部分长6 油藏储层物性差，非均质性强，有效压力驱替系统建立缓慢，水驱效率低，压力保持水平低，定向井开发单产低等问题，下一步将通过实施水平井整体加密，提升开发效果。试验不同加密调整方式，按照整体规划、分步实施的节奏，攻关三次采油主体技术，并在注入方式、施工参数、指标评价等方面形成规范。

3.3 抑制含水上升速度控制合理流压

利用油藏工程、数值模拟等四种方法，结合志丹油田开发特征，从“油藏- 注水单元- 单井”逐级确定合理流压；再通过“单井- 注水单元- 油藏”实施调整，逐步改善流压保持水平；持续优化采液强度和生产参数，为后期油藏长期稳产奠定坚实基础。