五里湾长6 油藏开发技术政策研究

赵 娜，傅承超，杨小鹏

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

五里湾油田处于陕北斜坡中部，为一平缓的西倾单斜（倾角小于1°）背景上发育的多组轴向近东西向的鼻状隆起构造。主力油层三叠系长6 储层为湖成三角洲沉积，岩性以灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主，成分及结构成熟度低，岩性致密。长6 可分为长61、长62、长63三个小层，其中长63层主要发育区块北部，平均有效厚度12.91 m，平均有效孔隙度13.38%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.28×10-3μm2，属特低渗透储层。

2016 年，区块部署探评井2 口（高X1、高X2），均钻至长Y 层，根据电测结果显示长63层物性相对较好、试油单井日产油16.28 t、日产水0 m3，具有工业开发价值，2016 年在区块部署建产，采取菱形反九点注采井网、行间距220 m、排间距220 m，实施超前注水开发；目前区块建成油井26 口、日产液45.4 m3、日产油18.3 t、综合含水52.6%，注水井19 口，日注水438 m3、平均注水压力12.1 MPa、月度注采比8.01。

1 储层特征

五里湾油田长6 沉积期为湖盆三角洲沉积的主要建设期，其沉积储层为灰绿、灰黄色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩与中厚层细砂岩不等厚互层沉积。

研究区块长621层储层物性平均有效厚度13.4 m、最大有效厚度19.2 m、最薄仅3.5 m，平均有效孔隙度12.69%、最大15.68%、最小11.70%、储层孔隙度发育中等且相对均匀，平均渗透率1.81×10-3μm2、属特低渗透储层，区块渗透率变异系数0.7、突进系数3.26、级差3.85，该区块非均质性较强，平均含水饱和度52.87%，储层含水饱和度偏高。

2 开发现状

2.1 生产现状

目前区块油井26 口、日产液45.4 m3、日产油18.3 t、综合含水52.6%，注水井19 口，日注水438 m3、平均注水压力12.1 MPa、月度注采比8.01。

2016 年探评井试采日产油2.2 t、含水23.9%，试采效果较好；区块规模建产，实施超前注水开发、单井日注水25 m3，单井超前注水量达到6 000 m3后逐步投产、但投产后递减较大、半年递减达到24.3%；投产初期单井日产液4.08 m3、日产油1.06 t、综合含水72.8%，正常生产后单井日产液1.96 m3、日产油1.17 t、综合含水29.7%，目前单井日产液2.11 m3、日产油0.84 t、综合含水57.2%。

2.2 递减规律

投产后递减较快，根据同期动态曲线对比（见图1），递减较快主要受液量下降影响突出，投产半年后递减达到24.3%、含水保持稳定，投产后三个月递减较为突出。

图1 拉齐时间递减对比

2.3 见效情况

区块投产后虽然递减明显，但也有不同程度见效，根据2017 年投产井组动态响应可分为四类井：第一类井，见效后液量上升、含水稳定1 口井；第二类井，见效后液量上升、含水上升1 口井；第三类井，见效后液量稳定及含水均稳定6 口井；第四类井，无明显见效特征，液量持续下降5 口井。

2.4 注入剖面情况

区块注水井剖面测试结果显示，水驱动用程度74.3%。根据测试结果分析，区块吸水剖面主要矛盾表现未层间吸水不均，6 口井存在层段不吸水或弱吸水现象、其中2 口井存在尖峰吸水，7 口井均匀吸水、且水驱动用＞50%，区块整体剖面吸水状况良好。

3 技术政策研究

3.1 合理压力保持水平

根据史成恩的“特低渗透油藏超前注水技术政策研究”结论，不同物性条件下超前注水需要的地层压力保持水平（见图2）技术公式：

图2 不同渗透率超前注水结束后需达到的地层压力保持水平

研究区块渗透率为1.17×10-3μm2，计算得出地层压力保持水平为127%左右时，采油井投产可以获得较高的单井产量。根据投产前测试不同压力值单井动态曲线对比分析：投产初期压力保持水平低于127%、投产后递减较快，压力保持水平高于127%、投产后产能保持稳定，与理论值相符。

3.2 超前注水量

超前注水时，对于1 口注水井可看作有圆形封闭边界，在达到拟稳态的情况下，其注入的体积与地层压力有如下关系：

式中：P-平均地层压力，Pa；Pi-原始地层压力，Pa；Vf-地层在（Re-Rw）范围内的体积，m3；Re-供油半径，m；Rw-有效井径，m；h-地层厚度，m；Ct-综合压缩系数，Pa-1；V1-注入的流体体积，m3。

区块采用300 m 反九点注水井网建产，平均有效厚度为12.4 m，由此可计算出达到超前注水压力保持水平的累积注水量为5 073 m3；根据已投产不同超前注水量井组动态对比分析：超前注水量6 000 m3井组投产后递减相对较小且含水稳定；超前注水量7 200 m3井组投产后递减相对较大且含水上升明显，与理论计划值相符。

3.3 注水强度

根据注水井注水强度计算公式：

式中：Qi-日注水量；h-有效厚度；K-有效渗透率；地层平均压力；PH-注水压力；λ-启动压力梯度；rw-油水体积系数；μw-注入水黏度；Bw-井眼半径；A-泄压面积。

研究区块采取300 m 井距反九点注采井网建产，地层平均压力按确定的合理压力保持水平计算，可计算该区块最大超前注水强度为：2.8 m3/（d·m）；根据史成恩在“特低渗透油藏超前注水技术政策研究”中提出的“根据长庆油田近几年超前注水的矿场分析研究，当注水井注水强度大于3.0 m3/（d·m）时，油井投产后见水较快，而且含水上升较快”，因此，超前注水期注水强度应控制在3.0 m3/（d·m）左右。

根据矿场实践，注水强度小于2.0 m3/（d·m）井组递减最大、注水强度大于3.0 m3/（d·m）井组含水上升速度最大、注水强度介于2.0～3.0 m3/（d·m）井组递减最小且含水稳定（见表1），与理论计算相符。

表1 不同注水强度井组投产后指标对比

3.4 油井改造强度

根据初期矿场实践，油井不同改造参数（见表2），其后期产能有直接影响，初期压裂排量较小、投产后递减相对较大，压裂排量较大井初期产能相对较高、投产后递减相对较小。

表2 不同改造参数井产能对比

4 结论

（1）提升压力保持水平，促使油井见效，压力保持水平达到130%。

（2）未投产区块，超前注水量达到6 000 m3，不能超过7 000 m3，避免后期含水上升。

（3）注水强度控制在2.0～3.0 m3/（d·m），确保地层能量有效补充及抑制含水上升。

（4）油井初期改造采取大排量压裂，保障建立有效注采关系。