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摘 要 本文针对新290-29侏罗系油藏在开发中面临的问题，结合油藏地质资料，不断完善开发技术政策和精细注采调整，缓解平面和剖面矛盾，有效提高了油藏开发效果，为油藏稳产、高效开发奠定了基础。
关键词 新290-29；侏罗系；稳产技术
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）17-0033-01
新290-29侏罗系油藏位于陕西省吴起县，主力开发层系延9层，属于典型的河流相沉积、构造-岩性油藏，平面、剖面非均质性强。随开发时间的延长，油藏稳产技术政策的研究显得尤为重要，本文对近年来的开发技术政策进行了总结分析，有效提高了该油藏的开发效果，并为同类油藏的稳产提供可借鉴的依据。
1 油藏概况
1.1 地质概况
1.1.1 构造、沉积特征
新290-29侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地地级构造单元陕北斜坡中段，构造上呈向西倾斜的大型平缓单斜，地层倾角约0.5°；分流河道砂体是该油藏主要油气储集区，砂体厚度5-8 m，呈北东-西南方向分布，油藏中部储层物性较好，延9在西北部与底水直接接触，其他部位隔夹层较发育。
1.1.2 储层特征
1）储层岩性及物性。新290-29侏罗系油藏储层岩性以中-细粒长石砂岩为主。砂岩颗粒分选中等，粒度均匀，储油物性较好，平均含油饱和度47.2%，平均有效孔隙度17.5%，平均渗透率21.1mD。储层砂体规模较小，纵向上多呈透镜状，平面上呈条带状延伸。
2）油藏类型及驱动能量。新290-29侏罗系油藏的形成受差异压实、构造、砂体展布的共同作用，上倾方向由于相变或物性变化形成岩性遮挡，下倾方向受构造控制，油藏类型属构造—岩性油藏，原始驱动类型为弹性弱水压力驱动。
1.2 开发形势
1.2.1 开发现状
截止2014年6月，油井开井数22口，日产液82 t，日产油56.4 t，综合含水32.2%，平均动液面1067 m，水井开井数6口，日注水平165 m3，月注采比1.53。
1.2.2 单井产能月度递减情况
新290-29油藏经过自然能量开发、初期温和注水开发、强化注水开发3个阶段，油藏月度递减由7.7%↓0.91%↓-2.31%，累计注采比由0↑0.2↑0.66，随着累计注入量的增大，油藏能量得到补充，递减趋势减缓，油藏开发形势趋于稳定。
2 油藏稳产面临的主要问题
2.1 初期依靠自然能量开发，油藏递减大
新290-29油藏驱动类型为弹性弱水压力驱动，随开采时间延长地层能量逐步减弱，油藏递减加大，该油藏2013年8月份老井月度递减达到2.03%；湾平1井测试压力4 MPa，压力保持水平仅为41.7%，2013年三季度流压急剧下降（由3.87↓2.96Mpa），液量由95.5 m3/d↓71.8 m3/d。
2.2 平面采液状况受油层非均质性控制
油藏平面上非均质性较强，渗透率级差大，单井最大渗透率57.88mD，最小渗透率10.86mD。受渗透率差异大影响，单井产液量变化较大，渗透率较好地区油井产量高（如湾82-55），渗透率较差地区油井产量低（如湾83-58）。
2.3 油层水饱高，投产初期含水高
新290-29延9油藏投产初期含水率（48.9%）较高，主要受油藏储层含水饱和度较高影响，从油藏原始含水饱和度分布图与投产初期含水分布图对比看，含水饱和度与投产初期含水率呈正比例关系。
图1 新290-29油藏原始含水饱和度分布图与投产初期含水分布图
3 新290-29侏罗系油藏稳产技术
3.1 合理生产压差，有效遏制油藏递减趋势
针对2013年三季度油藏递减大，8月中旬实施加深泵挂9井次（平均泵挂由1118 m加深至1189 m），增大油井生产压差。对比加深前：单井产液由1.89↑4.91 m3，单井产能由1.34↑2.83 t，月度递减由2.03↓0.46%，递减趋势得到有效遏制。
3.2 完善注采井网，补充地层能量
针对油藏井网不完善，2013年上半年为完善注采井网转注5井次，对应油井16口，见效5口，见效周期102天，单井产能由0.46↑1.77 t/d，累计增油2699.5 t。
另外，为及时补充油藏地层能量，2013年三季度实施强化注水4井次，配注由105↑150 m3/d，注采比由0.39↑1.51，实施后第一个月流压由3.22↑3.49 MPa，随后因地层采出量增大，流压又呈现逐步下降趋势，2014年初，再次强化注水2井次，配注由150↑165 m3/d，目前流压恢复至3.31 MPa。
3.3 加强低产井治理，提高单井产能
针对因近井地带堵塞造成的油井低产低效，实施酸化、小型压裂解堵措施，改善地层渗流状态，可有效提高油井产液量，2013-2014年计实施3井次，单井增油2.9 t/d，累计增油1757 t，有效的提高了油井产能。
4 结论与认识
1）通过加深油井泵挂，合理增大生产压差，提高油井产量，可有效遏制油藏递减趋势。
2）对于弹性弱水压力驱动油藏，通过注水及时补充地层能量，可保证油藏始终处于高能量开发状态。
3）对因近井地带堵塞而造成的产量降低，通过酸化、小型压裂解堵措施，可有效改善近井地带油层的渗流条件，达到增产目的。
参考文献
[1]金勇，唐建东，等.边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用[J].石油学报，2003.
[2]庞子俊，等.陕甘宁盆地小型边底水砂岩油田开发研究[M].石油工业出版社，1996.
作者简介
高曦（1988-），男，2012年毕业于西安科技大学，资源勘查工程专业，现为采油九厂地质研究所油藏开发技术员。
关键词 新290-29；侏罗系；稳产技术
中图分类号：TE357 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）17-0033-01
新290-29侏罗系油藏位于陕西省吴起县，主力开发层系延9层，属于典型的河流相沉积、构造-岩性油藏，平面、剖面非均质性强。随开发时间的延长，油藏稳产技术政策的研究显得尤为重要，本文对近年来的开发技术政策进行了总结分析，有效提高了该油藏的开发效果，并为同类油藏的稳产提供可借鉴的依据。
1 油藏概况
1.1 地质概况
1.1.1 构造、沉积特征
新290-29侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地地级构造单元陕北斜坡中段，构造上呈向西倾斜的大型平缓单斜，地层倾角约0.5°；分流河道砂体是该油藏主要油气储集区，砂体厚度5-8 m，呈北东-西南方向分布，油藏中部储层物性较好，延9在西北部与底水直接接触，其他部位隔夹层较发育。
1.1.2 储层特征
1）储层岩性及物性。新290-29侏罗系油藏储层岩性以中-细粒长石砂岩为主。砂岩颗粒分选中等，粒度均匀，储油物性较好，平均含油饱和度47.2%，平均有效孔隙度17.5%，平均渗透率21.1mD。储层砂体规模较小，纵向上多呈透镜状，平面上呈条带状延伸。
2）油藏类型及驱动能量。新290-29侏罗系油藏的形成受差异压实、构造、砂体展布的共同作用，上倾方向由于相变或物性变化形成岩性遮挡，下倾方向受构造控制，油藏类型属构造—岩性油藏，原始驱动类型为弹性弱水压力驱动。
1.2 开发形势
1.2.1 开发现状
截止2014年6月，油井开井数22口，日产液82 t，日产油56.4 t，综合含水32.2%，平均动液面1067 m，水井开井数6口，日注水平165 m3，月注采比1.53。
1.2.2 单井产能月度递减情况
新290-29油藏经过自然能量开发、初期温和注水开发、强化注水开发3个阶段，油藏月度递减由7.7%↓0.91%↓-2.31%，累计注采比由0↑0.2↑0.66，随着累计注入量的增大，油藏能量得到补充，递减趋势减缓，油藏开发形势趋于稳定。
2 油藏稳产面临的主要问题
2.1 初期依靠自然能量开发，油藏递减大
新290-29油藏驱动类型为弹性弱水压力驱动，随开采时间延长地层能量逐步减弱，油藏递减加大，该油藏2013年8月份老井月度递减达到2.03%；湾平1井测试压力4 MPa，压力保持水平仅为41.7%，2013年三季度流压急剧下降（由3.87↓2.96Mpa），液量由95.5 m3/d↓71.8 m3/d。
2.2 平面采液状况受油层非均质性控制
油藏平面上非均质性较强，渗透率级差大，单井最大渗透率57.88mD，最小渗透率10.86mD。受渗透率差异大影响，单井产液量变化较大，渗透率较好地区油井产量高（如湾82-55），渗透率较差地区油井产量低（如湾83-58）。
2.3 油层水饱高，投产初期含水高
新290-29延9油藏投产初期含水率（48.9%）较高，主要受油藏储层含水饱和度较高影响，从油藏原始含水饱和度分布图与投产初期含水分布图对比看，含水饱和度与投产初期含水率呈正比例关系。
图1 新290-29油藏原始含水饱和度分布图与投产初期含水分布图
3 新290-29侏罗系油藏稳产技术
3.1 合理生产压差，有效遏制油藏递减趋势
针对2013年三季度油藏递减大，8月中旬实施加深泵挂9井次（平均泵挂由1118 m加深至1189 m），增大油井生产压差。对比加深前：单井产液由1.89↑4.91 m3，单井产能由1.34↑2.83 t，月度递减由2.03↓0.46%，递减趋势得到有效遏制。
3.2 完善注采井网，补充地层能量
针对油藏井网不完善，2013年上半年为完善注采井网转注5井次，对应油井16口，见效5口，见效周期102天，单井产能由0.46↑1.77 t/d，累计增油2699.5 t。
另外，为及时补充油藏地层能量，2013年三季度实施强化注水4井次，配注由105↑150 m3/d，注采比由0.39↑1.51，实施后第一个月流压由3.22↑3.49 MPa，随后因地层采出量增大，流压又呈现逐步下降趋势，2014年初，再次强化注水2井次，配注由150↑165 m3/d，目前流压恢复至3.31 MPa。
3.3 加强低产井治理，提高单井产能
针对因近井地带堵塞造成的油井低产低效，实施酸化、小型压裂解堵措施，改善地层渗流状态，可有效提高油井产液量，2013-2014年计实施3井次，单井增油2.9 t/d，累计增油1757 t，有效的提高了油井产能。
4 结论与认识
1）通过加深油井泵挂，合理增大生产压差，提高油井产量，可有效遏制油藏递减趋势。
2）对于弹性弱水压力驱动油藏，通过注水及时补充地层能量，可保证油藏始终处于高能量开发状态。
3）对因近井地带堵塞而造成的产量降低，通过酸化、小型压裂解堵措施，可有效改善近井地带油层的渗流条件，达到增产目的。
参考文献
[1]金勇，唐建东，等.边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用[J].石油学报，2003.
[2]庞子俊，等.陕甘宁盆地小型边底水砂岩油田开发研究[M].石油工业出版社，1996.
作者简介
高曦（1988-），男，2012年毕业于西安科技大学，资源勘查工程专业，现为采油九厂地质研究所油藏开发技术员。