敬曉鋒 郝紅勛 譚 偉 鞠 強

中國石油玉門油田分公司 鴨兒峽油田作業(yè)區(qū) （甘肅 酒泉 735200)

鴨兒峽志留系油藏緊鄰酒泉西部盆地青西生油凹陷東緣，位于老君廟南部隆起帶西端，工區(qū)面積約30km2[1]。巖性以千枚巖為主夾薄層變質(zhì)砂巖，主要有千枚巖、板巖、變質(zhì)砂巖，局部分布侵入巖及碳酸鹽巖[2]。鴨兒峽志留系儲層物性很差，千枚巖儲層基質(zhì)平均孔隙度為2.3%，儲層空氣滲透率一般小于0.1×10-3μm2。分布在油藏西部邊緣局部地區(qū)覆蓋在千枚巖之上的薄層白云巖物性較好，其孔隙度較高，平均為10%。但分布局限、厚度也小，僅占全油藏石油儲量的10%左右，儲集空間以裂縫為主，局部地區(qū)發(fā)育有溶蝕晶洞[3]。油藏總面積8.9km2，地質(zhì)儲量1.037×107t。生產(chǎn)動態(tài)分析表明，志留系潛山油藏非均性強，在8.9km2探明含油區(qū)，近1/3區(qū)域含油性差；志留系油藏一直靠天然能量開采，油藏能量嚴重虧損，產(chǎn)量遞減快，后期開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)難度大[4]。因此，明確油藏的開發(fā)特征對于正確指導(dǎo)油田合理開發(fā)及技術(shù)措施的制定具有重要意義。

1 研究區(qū)勘探開發(fā)現(xiàn)狀

鴨兒峽志留系油藏自1959年發(fā)現(xiàn)至今，經(jīng)歷了53年的勘探開發(fā)歷程。根據(jù)油藏勘探開發(fā)部署的經(jīng)歷及油藏產(chǎn)量變化形勢，可把油藏整個開發(fā)歷程劃分為2個階段:一是試采評價、滾動擴邊并舉階段；二是推動產(chǎn)量不斷上升和油藏產(chǎn)量逐步遞減階段[5,6]。

現(xiàn)在，鴨兒峽油田鉆遇志留系的井數(shù)118口，油藏產(chǎn)量從 2001年的5.3×104t下降到目前的 3.6×104t。截至目前，志留系油藏共有油井39口，油井開井30口，日產(chǎn)油量101.27t，綜合含水50.47%，綜合氣油比21m3/t，累積產(chǎn)油量180.12×104t，累積產(chǎn)水量51.45×104m3，采油速度 0.36%，采出程度僅為17.37%。

2 油藏生產(chǎn)開發(fā)特征

2.1 高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減速度快、累積產(chǎn)油量高、持續(xù)時間長

裂縫性潛山油藏一個顯著的開采特征是高產(chǎn)油井的產(chǎn)量遞減速度快，主要表現(xiàn)在投產(chǎn)初期。選擇單獨生產(chǎn)志留系的12口高產(chǎn)井，統(tǒng)計投產(chǎn)初期前3年的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，遞減率普遍比較高，并依次遞減，平均年遞減率達28.84%（表1）。這部分井遞減后生產(chǎn)延續(xù)期比較長，累積產(chǎn)油量比較高，其中Y519井于1978年4月投產(chǎn)，初期平均日產(chǎn)油量91.29t，到2012年12月底已經(jīng)開采30余年，仍然正常生產(chǎn)，累積產(chǎn)油量達到8.58×104t。

表1 高產(chǎn)井遞減率投產(chǎn)初期統(tǒng)計表

2.2 低產(chǎn)井生產(chǎn)狀態(tài)不穩(wěn)定

低產(chǎn)井一般是指初期平均日產(chǎn)油量低于5t的油井。從開發(fā)歷史中鉆遇或者劃入其他層系情況看，低產(chǎn)井占大多數(shù)。由于初期產(chǎn)量較低，生產(chǎn)中遞減率相對較小，往往這部分井地層能量較低，使得生產(chǎn)延續(xù)時間較短，多數(shù)井生產(chǎn)欠正常。例如，Y906井于1992年12月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油量4.55t，長期采油過程中表現(xiàn)出產(chǎn)量波動的特征，到2000年2月因無油停產(chǎn)至今。絕大多數(shù)低產(chǎn)井生產(chǎn)延續(xù)的時間更短，經(jīng)常生產(chǎn)四、五年時間就因無油停產(chǎn)。

2.3 注水初期油井見效明顯

Y575井于2002年10月開始轉(zhuǎn)注，日注水量45m3左右。在整個試注水過程中由于測壓觀察等多種原因，注水間斷，截止2003年11月停注，共間斷注水14個月時間，累積注水量1.1842×104m3。Y907井與Y575井相距較近，注水后產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升，含水上升，動液面無上升，有效期延續(xù)較長；Y531井因無油長期關(guān)井，在Y575井注水10個月后恢復(fù)開井，與長期關(guān)井前的重要區(qū)別是產(chǎn)液量大幅度提高，開始出油；Y588井在注水期間生產(chǎn)出現(xiàn)較大波動，但整體上產(chǎn)油量處于上升趨勢，含水變化不大，動液面無上升。

2.4 油藏含水變化特征復(fù)雜

2.4.1 油藏底水匱乏、邊水層間水是含水變化的主要制約因素

志留系油藏投產(chǎn)初期產(chǎn)油量差距較大，通常塊狀底水潛山油藏的產(chǎn)水量隨著井底位置高低而分布，在活躍的底水作用下，位置低的井產(chǎn)水量明顯高于高部位的井，含水上升的速度也要高于頂部的井，說明底水充足、活躍，是促成含水變化的主要因素。而志留系油藏并沒有出現(xiàn)這樣的特征，15口井處于海拔低部位的井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明，初期月產(chǎn)水量普遍較低，其中5口井不產(chǎn)水，海拔位置最低的Y523、Y546、Y564、Y881井的產(chǎn)水量都較低，上述情況表明志留系油藏底水不活躍，且缺乏底水，不能構(gòu)成油井含水上升的主要因素，由此可認為構(gòu)成含水上升的主要因素應(yīng)該是邊水層間水作用。

2.4.2 油藏整體含水上升緩慢

分析鴨兒峽志留系油藏的整個開發(fā)歷程，除了Y575井組注水外，整個油藏基本上依靠天然能量開采。早期油井大多數(shù)投產(chǎn)不含水，生產(chǎn)中表現(xiàn)出的特點是含水波動比較小，含水上升緩慢，屬于勻速上升特點，這種特點可以通過不同潛山油藏開發(fā)特征對比得到驗證。表2中列出華北部分潛山油藏、遼河東勝堡油藏與鴨兒峽志留系油藏含水對比，在各油藏含水達到40%時，采出程度最高可達19.78%，最低為12.32%。鴨兒峽志留系油藏采出程度較高，可采儲量采出程度可達到86.10%，遠遠高于其他油藏。從時間上看，其他油藏達到這一含水階段的年份都比較短，其中華北任丘霧迷山油藏經(jīng)歷了11年，而鴨兒峽志留系油藏經(jīng)歷了48年才達到這一程度，表明鴨兒峽志留系油藏含水上升緩慢。

表2 潛山油藏含水與采出程度對比表

2.4.3 早期投產(chǎn)井和潛山頂部井無水采油期長

鴨兒峽志留系油藏無統(tǒng)一的油水界面，水型比較單一，主要為Na2SO4型，產(chǎn)出水來源主要是邊部推進水，次為層間原生水。層間原生水缺乏持續(xù)性，邊水推進相對緩慢，油井生產(chǎn)上表現(xiàn)為產(chǎn)水量有間斷變化，而邊水突破后產(chǎn)水量持續(xù)上升。

油藏各井投產(chǎn)時間差距非常大，最早的一批是1959年至1967年投產(chǎn)，最晚的一批是2000年以后投產(chǎn)，相差30多年，因此含水特征可以從時間和構(gòu)造2個角度分析。從時間觀點來看最早投產(chǎn)的一批油井基本不含水， 包括 Y110、Y114、Y115、Y134、Y135、Y137井，這些井都分布在潛山頂部，其中只有Y135井投產(chǎn)見水，屬于層間水，直到1978年3月產(chǎn)水量才有明顯上升，其余井投產(chǎn)都不含水。這部分井無水采油期長，產(chǎn)量高，生產(chǎn)年限長，6口井平均無水采油期99.7個月，平均生產(chǎn)年限28年6個月。在同一構(gòu)造帶上潛山頂部晚期投產(chǎn)井的特征相反，多數(shù)在2000年后投產(chǎn)的井，投產(chǎn)時油藏累積產(chǎn)油量已達95.58×104t，油藏邊水已經(jīng)有了較大侵入，油水分布不同于原始狀態(tài)，這部分井表現(xiàn)出投產(chǎn)即見水的特征。

2.4.4 含水上升類型不同

根據(jù)單井資料劃分含水上升類型，共統(tǒng)計單獨生產(chǎn)志留系井數(shù)57口，其中有16口井因無油報廢，實際應(yīng)用41口井，共劃分出3種含水上升類型。

第一種為緩慢上升型:油井投產(chǎn)初期不含水或者微含水，長期生產(chǎn)中產(chǎn)水量時有時無，含水經(jīng)常出現(xiàn)間斷，到生產(chǎn)后期絕對產(chǎn)水量不高，含水上升比較緩慢。這種類型的大多數(shù)井都是投產(chǎn)比較早，產(chǎn)油量比較高，持續(xù)生產(chǎn)的年限比較長，表現(xiàn)為層間伴生水（層間水）特征，由于在油層中層間水分布零散，規(guī)模小，不能形成水淹特征。

第二種為邊水突破型:油井投產(chǎn)初期不含水或者低含水，生產(chǎn)早期表現(xiàn)為含水間斷或有波動，等生產(chǎn)至某一年限或某一階段后含水上升明顯，由間斷含水轉(zhuǎn)變?yōu)檫B續(xù)含水。這種類型的大多數(shù)井投產(chǎn)也相對較早，屬于中等產(chǎn)量范圍，生產(chǎn)持續(xù)的年限也相對較長，表現(xiàn)為邊水后期侵入，造成含水上升。

第三種為早期含水偏高型:油井投產(chǎn)初期含水或者含水較高，明顯的特點是投產(chǎn)后含水連續(xù)上升，這種類型的井大多數(shù)投產(chǎn)時間比較晚，產(chǎn)量相對較低，表現(xiàn)為投產(chǎn)時油層已經(jīng)受到邊水侵入，造成油井投產(chǎn)即含水或含水偏高。

3 技術(shù)對策和實施效果

3.1 油井轉(zhuǎn)注

3.1.1 油井轉(zhuǎn)注方案

設(shè)計油井轉(zhuǎn)注，形成注采井網(wǎng)，針對可生產(chǎn)的志留系油井，同時兼顧志留系仍有生產(chǎn)能力的混層系油井。按照油井轉(zhuǎn)注的地質(zhì)條件經(jīng)過全面分析對比，結(jié)合油井生產(chǎn)動態(tài)，共篩選轉(zhuǎn)注井8口，共連通油井11口次，因轉(zhuǎn)注影響,日產(chǎn)油量 0.45t（表 3）。

3.1.2 原注水井利用

原注水井是指志留系停注井及L層注水井，L層注水井具備井底鉆達志留系的條件，同時對L層和志留系注水，起到老井利用的作用，利用分注管柱和不同水嘴來控制2個層系的注水量。經(jīng)過對整體注采井網(wǎng)的設(shè)計，利用老注水井4口，包括志留系1口，L層注水井3口，共涉及油井11口（表4）。

表3 轉(zhuǎn)注井井組數(shù)據(jù)表

表4 可利用原注水井井組數(shù)據(jù)表

以上注采井網(wǎng)設(shè)計注水井共計10口，受益油井33口，按目前志留系油井總井數(shù)43口計算，總注采井數(shù)比為1:3.9，按油井開井數(shù)31口計算，開井注采井數(shù)比為1:2.8。按照部署后的井網(wǎng)系統(tǒng)自2009年實施以來，單井原油月平均產(chǎn)量由原來的209.55t，增加到現(xiàn)在的257.35t，顯示出良好的開發(fā)效果。

3.2 其他技術(shù)對策

3.2.1 分層酸化壓裂

井史復(fù)查發(fā)現(xiàn)，開發(fā)階段的酸化壓裂措施是籠統(tǒng)實施。而志留系油藏井段長，多為裸眼加襯管的完井方式，與套管射孔完井方式不同，酸液需要與整個井段的地層發(fā)生反應(yīng)，而實施套管射孔的井酸液僅與射孔段發(fā)生反應(yīng)；籠統(tǒng)酸化壓裂的針對性不如分層實施。如Y569井由于累積產(chǎn)油量特低，主力油層發(fā)揮差，開發(fā)過程中始終低含水，目前月產(chǎn)油65t，月產(chǎn)水9m3，油層井段集中，建議實施分層酸化壓裂。分層壓裂自2009年10月實施后，該井月產(chǎn)油量由65t增加到641t，含水降至2.0m3。

3.2.2 卡水

卡水措施重點針對目前含水比較高，有層間干擾影響，可以通過卡水減緩層間矛盾。如Y929井屬于高含水井，目前月產(chǎn)液量243t，綜合含水率達99.6%。產(chǎn)出剖面差異大，層間干擾重，出水層對出油層影響明顯。該井自2010年5月進行卡水措施后，含水率降為56.83%。

3.2.3 深抽提液

深抽提液措施主要選擇動液面較高，產(chǎn)量較低，產(chǎn)油產(chǎn)水剖面不夠清楚并且有一定地層能量的井。如564井含水率為99.23%，出油出水層段不清楚，累積產(chǎn)油量低,有一定潛力,動液面較高（1322.0m），供液能力強。自2009年7月實施深抽提液措施以來，含水率降低至48.66%，月產(chǎn)油量325t。

4 結(jié)論

（1）鴨兒峽油田志留系油藏依靠天然能量開采，油藏能量嚴重虧損，產(chǎn)量遞減快。油藏開發(fā)過程中表現(xiàn)出高產(chǎn)井產(chǎn)量遞減速度快、累積產(chǎn)油量高、持續(xù)時間長，低產(chǎn)井生產(chǎn)狀態(tài)不穩(wěn)定，注水初期油井見效明顯，含水變化復(fù)雜的特點。

（2）通過油井轉(zhuǎn)注、分層酸化壓裂、卡水和深抽提液等控水增油措施實施后，鴨兒峽油田志留系油藏的含水下降，產(chǎn)油量明顯上升，顯示出良好的開發(fā)效果,為油田后期穩(wěn)產(chǎn)提供了堅實的技術(shù)保障。

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