不同开发阶段稳产技术对策范文

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《石油化工应用杂志》2014年第五期

1油藏不同开发阶段稳产技术对策探讨

1．1油藏开发阶段的划分界限侏罗系油藏原始水饱较高，投产初期为无水采油期，投产后即为中含水采油期，根据实际开发经验将中含水期进行划分。通过油藏油水两项渗透率曲线分析认为，当含水在50%左右时，油相渗透率与水相渗透率基本相同，当含水大于50%以后，水相渗透率的上升速度远大于油相渗透率的下降速度，油水两相总流度比下降，油藏控水稳油的形势将进一步加剧，因此含水以50%为界限将中含水期划分中含水开发前期（20%＜fw＜50%）及中含水开发后期（50%≤fw<60%）。当含水<20%时，含水上升缓慢，含水20%～60%时，含水上升速度最快，60%～80%时上升趋势有所减缓，含水>80%以后，含水上升变得更加平缓。不同开发阶段，油藏暴露的开发矛盾不同，因此采取的开发对策也有所不同（见图5，图6，图7）。

1．2油藏不同开发阶段的开发矛盾及技术对策探讨

1．2．1中含水开发前期（20%＜fw＜50%）该开发阶段开发矛盾一方面表现在油藏注采欠合理，加剧平面和剖面矛盾，油井含水上升快，低含水采油期短。通过注重初期合理的注采政策，实现有效延长中含水采油期。以新52延9油藏东部为例，油藏初期注采技术合理，中含水采油期达到11年，这一阶段地质储量采出程度为17.6%，采油速度保持在1.4%以上；另一方面以ZJ2延9油藏为例，油藏初期注采强度欠合理，ZJ2延9采液强度过大，导致油井含水快速上升，3～4年跨越中含水开发阶段。开发矛盾第二方面表现在压力保持水平过分强调快速恢复，导致有效驱替压力系统难以建立。通过注重有效驱替压力系统有序建立，为提高油藏开发水平奠定基础。以陕92延9油藏为例，油藏初期注采强度平稳，地层能量稳步回升，7口可对比井压力由7.3上升到7.8MPa，压力恢复速度0.4MPa/a，有效的驱替压力系统得到有序建立，两项递减及含水上升率均保持为负值，夯实了油田稳产基础；另一方面以ZJ4延9油藏为例，油藏初期受注水时机（滞后1年）影响，泄压严重，初期压力保持水平为35.4%，未建立有效驱替压力系统。投注后注采比偏大，压力恢复速度偏快，0.74MPa/a，压力恢复伴随含水上升明显（见图8）。开发矛盾第三方面表现在注水井射开程度低，水驱动用程度低。通过避免盲目补孔以提高水驱动用程度，从而造成水驱效果变差。由于侏罗系油藏初期射开程度低，水驱动用程度低，受沉积韵律及重力等因素影响，补孔提高水驱动用容易造成吸水下移，水驱效率下降，因此需谨慎。

1．2．2中含水开发后期（50%≤fw<60%）该开发阶段开发矛盾一方面表现在油井含水上升速度加快、递减加大。通过开展以注水及采液为主的平面注采结构调整抑制油井含水上升速度。以塞248延9油藏为例，2008-2009年水驱前缘突破油井，造成油井含水上升加快，通过精细平面注水和均衡平面采液措施，地层压力稳步回升且更趋均衡。另一方面表现在油藏含水超过50%时，常规注采调整措施效果不明显。通过开展注水井的整体剖面治理为主的剖面调整，改善油藏开发形势。盘古梁侏罗系自2008年以来不断强化注水井剖面治理，各区块递减及含水上升率得到明显抑制，特别是ZJ4延9、塞248延9、新52延9及盘33-21延9油藏效果尤为明显。

1.2.3高含水开发期（60%≤fw<90%）该开发阶段主要矛盾表现在局部储量失控，剩余油分布复杂。主要及时对策是通过加密调整及三采实验等方法挖潜剩余油。加密调整：以ZJ2延10油藏为例，该油藏采油速度低，油藏进入高含水开发阶段，但采出程度仅6.72%，常规治理手段十分有限。通过2010-2012三年加密调整来看，取得了一定的效果，尤其是2010年加密井，目前单井日产油仍然保持在2.0t左右，油藏采油速度也得到了一定的提高，由0.44%上升到0.46%。三次采油：以ZJ2延9油藏为例，该油藏已进入高含水开发阶段。通过微生物三次采油实验，提高油藏最终采收率。从油藏增油角度来看取得了较为明显的效果，同时采出程度与含水关系曲线向右偏移，总菌浓度也明显上升，开发形式得到一定改善（见表1）。

2结论及认识

（1）开发初期，政策的制定和执行是否合理是能否延长中含水前期的关键，是油田稳产的基础。（2）处于中含水开发前期的油藏，应注重初期的注采调控，注重有序建立驱替压力系统，同时避免盲目补孔以提高水驱动用程度。（3）处于中含水开发后期的油藏，开发矛盾日益凸显，应注重平面精细注采调控和以注水井整体剖面治理为主的剖面调整，抑制油井含水上升速度，提高一次井网水驱采收率。（4）处于高含水开发期的油藏，常规注采调控效果不明显的油藏适时开展加密调整、三次采油等试验，探索挖潜剩余油的有效方式。

作者：张彬梁高红苏幽雅张战雨吴国文王登安单位：中国石油长庆油田分公司第三采油厂