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【摘要】南梁油田西区侏罗系延10油藏底水发育，开发中综合含水保持较高，油井间产能差别大。为控制底水锥进、改善油藏开发效果，进行开采效果分析和技术对策的应用研究，为以后的开发工作提供技术支撑。
【关键词】南梁西 底水油藏 延10油藏
1 南梁西延10油藏地质特征及区块概况1.1 地质特征
南梁油田西区位于甘肃省华池县纸坊乡——陕西省志丹县义正乡内，该区局部构造为一西倾单斜，坡度不足一度，斜坡上发育轴向北东——南西向鼻隆构造。主要发育侏罗系延安组延10层、三叠系延长组长3、长4+5、长8层。
侏罗系延安组为泛滥平原河流沼泽相砂泥岩互层夹煤层沉积[1]，河道砂体、辫状河道内的心滩相砂体是延10油藏最有利的储层，是油气主要聚集区。储层岩性以浅灰--灰白色中、粗粒砂岩为主，夹杂有部分细砂岩，分选及磨圆中等—好[2]。油层砂体呈北东南西向展布，主力油层延101层，油层厚度15.69m，平均孔隙度为16.71%，平均渗透率23.08×10-3μm2。就其储集性能而言是比较好的储集砂体。
目前探明含油面积8.8Km3，地质储量440万吨。已动用面积2.8Km3，动用储量140万吨。由油水井测井资料得知，该油藏底水发育，因此在开发方式上有别于该区其它油藏。
1.2 开发现状
目前该区延10油藏采油井數48口，日产油108.80t，单井产能2.32t/d，综合含水57.8%，动液面417m；注水井数3口，开井3口，单井日注水23m3。2 底水油藏水淹机理
底水油层在开采过程中有两种基本的驱动方式：托进与锥进。当射开油层时，随着油井以一定产量生产，在井底形成一压力降落的压降漏斗，开采前近似水平的油水界面，在油水势梯度的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。若以一定的产量稳定生产，形成的水锥可能稳定在一定高度。但当油井产量大于临界产量时，油水接触界面将随着油井的生产不断上升，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底，随之油井开始产水并不断上升 [3]。
3 南梁西延10油藏开发效果评价
针对延10油藏底水发育的特性，我区在开发中不断探索、总结，从注水、生产参数、以及水平井开发方面展开探讨，力求寻找出高效开发此类油藏的技术思路和方法。3.1 注水开发效果分析
油藏投入开发以后，随着原油的采出，地层能量不断减少，当地层压力降到一定程度时，必然要采取人工补充能量的方式，以维持地下流体的平衡，抑制底水上升速度，保证油井能持续生产，这是因为注入水的存在既增加了地层能量，提高了地层压力，又改变了地层内油、水的势分布[4]。3.1.1 注水与含水上升率关系
单井含水上升率计算公式如下：
率0%-50%，右：含水率60%-100%）
含水在50.0%以下时，此阶段含水率与流压呈线性关系，单井含水率随流压的增大而减小（图左）；含水在50.0%以上时，此阶段含水率与流压呈二次函数关系，流压过大和过小油井含水率均较高（图右）。
3.3 水平井开发
3.3.1 水平井开发优势
直井与油层之间的接触方式为点接触，开发过程中底水的油水界面会呈现“锥形”突进，而水平井则会形成“脊形”突进。因此水平井水平段控制的储量和底水上升波及的体积将远远大于直井垂直段控制的储量和底水上升波及的体积，从而提高无水累积采
出量[6]。
3.3.2 南梁西延10油藏水平井开发现状
南梁西延10油藏水平井平均水平段长度376.2m，油层301.7m，砂层钻遇率80.2%，油层钻遇率77.9%。总井数占全区延10油藏井数的8.7%，产量占26.3%，单井产量是直井产量的4.5倍。
从指标计算分析，水平井单井采油速度0.20%，而全区延10（除水平井）单井采油速度仅为0.04%。水平井含水上升率仅为0.52%，远低于其他油井的1.55%。
4 结论与建议
4.1 结论
（1）侏罗系延安组底水油藏，注水开发效果优于自然能量开发。
（2）生产压差影响底水油藏开发。（3）水平井开发效果优于直井。
4.2 建议
（1）完善注采井组，实施注水开发。
（2）控制油井生产参数，合理调整生产压差。
（3）在储层发育连续，油层可控的条件下，优先采用水平井开发。参考文献
[1] 郭正权. 鄂尔多斯盆地南部前侏罗纪古地貌对延安组下部油藏的控制作用[J].古地理学报，2008，1（1）：63-71
[2] 赵筱艳. 志丹探区义正_吴堡区侏罗系延安组储层特征研究[D]. 西北大学
[3] 杨学武，. 靖吴地区侏罗系边底水油藏转入注水开发研究[J]. 内蒙古石油化工，2011，4）：106-109
[4] 唐许平，. 喇萨杏油坦厚抽层剩余抽水干井挖潜可行性研究[D]. 大庆石油学院
【关键词】南梁西 底水油藏 延10油藏
1 南梁西延10油藏地质特征及区块概况1.1 地质特征
南梁油田西区位于甘肃省华池县纸坊乡——陕西省志丹县义正乡内，该区局部构造为一西倾单斜，坡度不足一度，斜坡上发育轴向北东——南西向鼻隆构造。主要发育侏罗系延安组延10层、三叠系延长组长3、长4+5、长8层。
侏罗系延安组为泛滥平原河流沼泽相砂泥岩互层夹煤层沉积[1]，河道砂体、辫状河道内的心滩相砂体是延10油藏最有利的储层，是油气主要聚集区。储层岩性以浅灰--灰白色中、粗粒砂岩为主，夹杂有部分细砂岩，分选及磨圆中等—好[2]。油层砂体呈北东南西向展布，主力油层延101层，油层厚度15.69m，平均孔隙度为16.71%，平均渗透率23.08×10-3μm2。就其储集性能而言是比较好的储集砂体。
目前探明含油面积8.8Km3，地质储量440万吨。已动用面积2.8Km3，动用储量140万吨。由油水井测井资料得知，该油藏底水发育，因此在开发方式上有别于该区其它油藏。
1.2 开发现状
目前该区延10油藏采油井數48口，日产油108.80t，单井产能2.32t/d，综合含水57.8%，动液面417m；注水井数3口，开井3口，单井日注水23m3。2 底水油藏水淹机理
底水油层在开采过程中有两种基本的驱动方式：托进与锥进。当射开油层时，随着油井以一定产量生产，在井底形成一压力降落的压降漏斗，开采前近似水平的油水界面，在油水势梯度的作用下发生变形，在井底形成一锥体形状。若以一定的产量稳定生产，形成的水锥可能稳定在一定高度。但当油井产量大于临界产量时，油水接触界面将随着油井的生产不断上升，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底，随之油井开始产水并不断上升 [3]。
3 南梁西延10油藏开发效果评价
针对延10油藏底水发育的特性，我区在开发中不断探索、总结，从注水、生产参数、以及水平井开发方面展开探讨，力求寻找出高效开发此类油藏的技术思路和方法。3.1 注水开发效果分析
油藏投入开发以后，随着原油的采出，地层能量不断减少，当地层压力降到一定程度时，必然要采取人工补充能量的方式，以维持地下流体的平衡，抑制底水上升速度，保证油井能持续生产，这是因为注入水的存在既增加了地层能量，提高了地层压力，又改变了地层内油、水的势分布[4]。3.1.1 注水与含水上升率关系
单井含水上升率计算公式如下：
率0%-50%，右：含水率60%-100%）
含水在50.0%以下时，此阶段含水率与流压呈线性关系，单井含水率随流压的增大而减小（图左）；含水在50.0%以上时，此阶段含水率与流压呈二次函数关系，流压过大和过小油井含水率均较高（图右）。
3.3 水平井开发
3.3.1 水平井开发优势
直井与油层之间的接触方式为点接触，开发过程中底水的油水界面会呈现“锥形”突进，而水平井则会形成“脊形”突进。因此水平井水平段控制的储量和底水上升波及的体积将远远大于直井垂直段控制的储量和底水上升波及的体积，从而提高无水累积采
出量[6]。
3.3.2 南梁西延10油藏水平井开发现状
南梁西延10油藏水平井平均水平段长度376.2m，油层301.7m，砂层钻遇率80.2%，油层钻遇率77.9%。总井数占全区延10油藏井数的8.7%，产量占26.3%，单井产量是直井产量的4.5倍。
从指标计算分析，水平井单井采油速度0.20%，而全区延10（除水平井）单井采油速度仅为0.04%。水平井含水上升率仅为0.52%，远低于其他油井的1.55%。
4 结论与建议
4.1 结论
（1）侏罗系延安组底水油藏，注水开发效果优于自然能量开发。
（2）生产压差影响底水油藏开发。（3）水平井开发效果优于直井。
4.2 建议
（1）完善注采井组，实施注水开发。
（2）控制油井生产参数，合理调整生产压差。
（3）在储层发育连续，油层可控的条件下，优先采用水平井开发。参考文献
[1] 郭正权. 鄂尔多斯盆地南部前侏罗纪古地貌对延安组下部油藏的控制作用[J].古地理学报，2008，1（1）：63-71
[2] 赵筱艳. 志丹探区义正_吴堡区侏罗系延安组储层特征研究[D]. 西北大学
[3] 杨学武，. 靖吴地区侏罗系边底水油藏转入注水开发研究[J]. 内蒙古石油化工，2011，4）：106-109
[4] 唐许平，. 喇萨杏油坦厚抽层剩余抽水干井挖潜可行性研究[D]. 大庆石油学院