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【摘 要】目前尕斯油藏已经从稳产期逐步向产量下降期过渡，如何延长油藏的稳产时间，是以后油藏治理的核心工作，但油藏面临含水上升快，新增停躺井、欠注井不断增多，措施效果逐年变差，等问题，油藏持续稳产难度越来越大。通过几个方面稳产方式的探索，为今后开发提供一定的基础。
【关键词】稳油；高含水井组；次非主力层
1.油藏开发现状
尕斯库勒油田N1-N21油藏位于柴达木盆地茫崖坳陷内，探明地质储量4604×104t，叠合面积18.3km2。可采地质储量1474.28万吨，标定采收率32.02%，2012年年产量为56.36万吨，采油速度1.20%，累计产油1003.35万吨，采出程度21.79%，剩余可采储量470.93万吨，剩余地层储量3600.65万吨，储采比仅8.35，自然递减率14.53%、综合递减率9.15%，含水上升率2.27%。
2.油藏开发存在的主要问题
油藏开始60万吨产能建设以来，油藏产液量、产油量、注水量逐年上升，但从历年产量构成曲线分析。措施效果逐年变差，含水上升较快，油藏上产后实施持续稳产难度较大，油藏开发存在的问题较多，归纳起来主要有以下几方面：
2.1新增停躺井、欠注井不断增多
（1）全油藏因套损失去水驱控制的储量达到350万吨，占地质储量的7.6%，其中上盘Ⅱ上、Ⅲ、 Ⅳ下分别达到11.2%、12.4%、14.5%。目前全油藏共有套损井91口，2012年大修恢复19口，大修失败22口，后续待作业15口，其他套损35口。严重制约油藏注水，限制了油藏分注率的提高。
（2）从目前二更、三更井前期老井封堵情况分析，部分老井错断位置未封堵导致新井转注后造成层窜；
（3）部分调剖井后期钻停后，导致调剖剂返出，造成欠注。
2.2水驱控制、动用程度低
受砂体“小”的影响，水驱控制程度仅45.32%，低于开发纲要要求。在精细油藏描述的前提下，根据砂体展布加密调整，是提高水驱控制程度的有效途径。
提高水驱控制程度主要做到三个结合，充分利用地质研究成果，重构地下认识体系，重构砂体注采井网，以现井网为基础开展加密调整。要做到建产与老井利用相结合、建产与完善井网相结合、建产与水驱控制评价相结合。
3.下步稳油思路分析
3.1井组增注稳油
随着油藏井网逐渐完善，靠单一的产能建设来达到油藏稳产的空间越来越少，因此，在对油藏开发资料进行系统分析之后，发现部分区域地层压力较低，区域油井供液能力不足，有提液潜力。考虑通过对该区域注水井进行増注，来平衡注采关系，恢复地层压力到合理的范围。提高低压区单井产量。
3.2转注稳油
目前N1-N21油藏正处于井网加密调整阶段，井网逐渐趋于合理，但从分层系来看，部分层系井网还不够完善。由于油藏地质条件先天不足，成岩作用弱，储层非均质性强。在油藏注水开发的过程中暴露出了越来越多的问题：特别储层水驱储量控制程度和储量动用程度偏低；地层压降过大。依靠自然能量开采难道越来越大，产量递减快。油藏稳产的基础不够牢固，因此要实现尕斯中浅层长期稳产，就必须首先完善各个层系井网，及时补充地层能量。特别是上盘Ⅰ层系和下盘层系，至今没有形成合理有效的注采井网，不利于油藏长期稳产。油藏注采井网不完善的区域，应该加大转注力度，及时弥补该区域地层亏空，真正实现温和注水，降低一线油井的自然递减率。
3.3Ⅱ下层系高含水井组治理
目前尕斯中浅层处于含水快速上升期，部分区域已经达到高含水，所以，针对高含水治理工作已经刻不容缓。由于目前高含水治理主要是通过对注水井的调驱、调剖，高含水层段的封堵，补孔，以及周期采油等方式来治理油井高含水。从2010年高含水治理来看，水井调驱、调剖效果不明显，找堵水效果也一般，补孔效果好，但目前高含水区域的通过补孔来解决油井高含水的空间越来越少，也就是可补层越来越少，在以后的高含水井治理中不能作为长期治理手段。周期采油，也不能从根本上解决油井的高含水问题。因此，要探索新工艺和新方法来尝试解决高含水问题。在高含水井治理中，可以考虑脉冲注水方式。
3.4次非主力层动用
目前尕斯库勒油田N1-N21油藏已进入中含水开发阶段后期，主力层已经基本动用，因此单一依靠主力层生产，油藏长期稳产的基础较差，结合测井解释技术的发展，对前面解释资料重新解释发现，次非主力层开采潜力较大。全油藏主要测井采用581、3700和5800测井系列，并且尕斯N1-N2储层的识别主要依靠自然电位，辅以自然伽玛，物性主要依据声波时差，流体性质的判别主要依靠电阻率，而自然电位、深感应测井曲线纵向分辨率均在2m以上，因此在测井处理解释结果统计分析表中将厚度小于2m的储层定为薄层。在实际应用中，由于尕斯N1-N21油藏储层本来就较薄，统计以前解释的1-2m厚度的层占总层数的39%，说明目前精细解释已经识别了1m以上的层（当然部分层还是受到围岩的影响解释不一致），目前以厚度小于1m的地层为薄层，厚度小于0.5m的地层为超薄层。而一般定义薄层是指厚度为5～60cm的地层。说明尕斯中浅层薄层界限划分比较粗略，并非严格意义上的薄层，油藏要实现后期较长时间的稳产期，就必须考虑次非主力层的动用程度。并且在以后的生产中，将次非主力层的开发作为一项长期的研究工作。
4.结论
随着油藏产能建设空间越来越小，稳产难度的加大，今后油藏稳产工作的重点主要依靠老井的综合治理，降低老井三率（含水上升率、自然递减率、综合递减率）。因此以上四方面的工作是油藏后期的稳产开发的探索与尝试。
参考文献：
[1]季华生编. 2009.油田注水新思路的探求与实践.石油工业出版社.
[2]方凌云，万新德主编.1997.砂岩油藏注水开发动态分析.石油工业出版社.
[3]加内什C.萨克尔，阿普杜勒.萨塔尔编.2001.油田注水开发综合管理.石油工业出版社.
作者简介：
孙恒博，助理工程师 2011年毕业于西安石油大学地质学专业。
【关键词】稳油；高含水井组；次非主力层
1.油藏开发现状
尕斯库勒油田N1-N21油藏位于柴达木盆地茫崖坳陷内，探明地质储量4604×104t，叠合面积18.3km2。可采地质储量1474.28万吨，标定采收率32.02%，2012年年产量为56.36万吨，采油速度1.20%，累计产油1003.35万吨，采出程度21.79%，剩余可采储量470.93万吨，剩余地层储量3600.65万吨，储采比仅8.35，自然递减率14.53%、综合递减率9.15%，含水上升率2.27%。
2.油藏开发存在的主要问题
油藏开始60万吨产能建设以来，油藏产液量、产油量、注水量逐年上升，但从历年产量构成曲线分析。措施效果逐年变差，含水上升较快，油藏上产后实施持续稳产难度较大，油藏开发存在的问题较多，归纳起来主要有以下几方面：
2.1新增停躺井、欠注井不断增多
（1）全油藏因套损失去水驱控制的储量达到350万吨，占地质储量的7.6%，其中上盘Ⅱ上、Ⅲ、 Ⅳ下分别达到11.2%、12.4%、14.5%。目前全油藏共有套损井91口，2012年大修恢复19口，大修失败22口，后续待作业15口，其他套损35口。严重制约油藏注水，限制了油藏分注率的提高。
（2）从目前二更、三更井前期老井封堵情况分析，部分老井错断位置未封堵导致新井转注后造成层窜；
（3）部分调剖井后期钻停后，导致调剖剂返出，造成欠注。
2.2水驱控制、动用程度低
受砂体“小”的影响，水驱控制程度仅45.32%，低于开发纲要要求。在精细油藏描述的前提下，根据砂体展布加密调整，是提高水驱控制程度的有效途径。
提高水驱控制程度主要做到三个结合，充分利用地质研究成果，重构地下认识体系，重构砂体注采井网，以现井网为基础开展加密调整。要做到建产与老井利用相结合、建产与完善井网相结合、建产与水驱控制评价相结合。
3.下步稳油思路分析
3.1井组增注稳油
随着油藏井网逐渐完善，靠单一的产能建设来达到油藏稳产的空间越来越少，因此，在对油藏开发资料进行系统分析之后，发现部分区域地层压力较低，区域油井供液能力不足，有提液潜力。考虑通过对该区域注水井进行増注，来平衡注采关系，恢复地层压力到合理的范围。提高低压区单井产量。
3.2转注稳油
目前N1-N21油藏正处于井网加密调整阶段，井网逐渐趋于合理，但从分层系来看，部分层系井网还不够完善。由于油藏地质条件先天不足，成岩作用弱，储层非均质性强。在油藏注水开发的过程中暴露出了越来越多的问题：特别储层水驱储量控制程度和储量动用程度偏低；地层压降过大。依靠自然能量开采难道越来越大，产量递减快。油藏稳产的基础不够牢固，因此要实现尕斯中浅层长期稳产，就必须首先完善各个层系井网，及时补充地层能量。特别是上盘Ⅰ层系和下盘层系，至今没有形成合理有效的注采井网，不利于油藏长期稳产。油藏注采井网不完善的区域，应该加大转注力度，及时弥补该区域地层亏空，真正实现温和注水，降低一线油井的自然递减率。
3.3Ⅱ下层系高含水井组治理
目前尕斯中浅层处于含水快速上升期，部分区域已经达到高含水，所以，针对高含水治理工作已经刻不容缓。由于目前高含水治理主要是通过对注水井的调驱、调剖，高含水层段的封堵，补孔，以及周期采油等方式来治理油井高含水。从2010年高含水治理来看，水井调驱、调剖效果不明显，找堵水效果也一般，补孔效果好，但目前高含水区域的通过补孔来解决油井高含水的空间越来越少，也就是可补层越来越少，在以后的高含水井治理中不能作为长期治理手段。周期采油，也不能从根本上解决油井的高含水问题。因此，要探索新工艺和新方法来尝试解决高含水问题。在高含水井治理中，可以考虑脉冲注水方式。
3.4次非主力层动用
目前尕斯库勒油田N1-N21油藏已进入中含水开发阶段后期，主力层已经基本动用，因此单一依靠主力层生产，油藏长期稳产的基础较差，结合测井解释技术的发展，对前面解释资料重新解释发现，次非主力层开采潜力较大。全油藏主要测井采用581、3700和5800测井系列，并且尕斯N1-N2储层的识别主要依靠自然电位，辅以自然伽玛，物性主要依据声波时差，流体性质的判别主要依靠电阻率，而自然电位、深感应测井曲线纵向分辨率均在2m以上，因此在测井处理解释结果统计分析表中将厚度小于2m的储层定为薄层。在实际应用中，由于尕斯N1-N21油藏储层本来就较薄，统计以前解释的1-2m厚度的层占总层数的39%，说明目前精细解释已经识别了1m以上的层（当然部分层还是受到围岩的影响解释不一致），目前以厚度小于1m的地层为薄层，厚度小于0.5m的地层为超薄层。而一般定义薄层是指厚度为5～60cm的地层。说明尕斯中浅层薄层界限划分比较粗略，并非严格意义上的薄层，油藏要实现后期较长时间的稳产期，就必须考虑次非主力层的动用程度。并且在以后的生产中，将次非主力层的开发作为一项长期的研究工作。
4.结论
随着油藏产能建设空间越来越小，稳产难度的加大，今后油藏稳产工作的重点主要依靠老井的综合治理，降低老井三率（含水上升率、自然递减率、综合递减率）。因此以上四方面的工作是油藏后期的稳产开发的探索与尝试。
参考文献：
[1]季华生编. 2009.油田注水新思路的探求与实践.石油工业出版社.
[2]方凌云，万新德主编.1997.砂岩油藏注水开发动态分析.石油工业出版社.
[3]加内什C.萨克尔，阿普杜勒.萨塔尔编.2001.油田注水开发综合管理.石油工业出版社.
作者简介：
孙恒博，助理工程师 2011年毕业于西安石油大学地质学专业。