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摘 要：本文通过对靖安侏罗系塞247、塞248区块延9油藏的开发形势予以分析，深入掌握了油藏开发现状，认清平面注采矛盾。通过注采比与含水上升的关系，提出塞247、塞248区块合理的注采比；利用Dupu it临界产量公式，结合井组开发现状分析，提出塞247、塞248区块延9油藏目前开发的合理采液强度范围；通过对不同注水强度下剖面吸水形态进行统计分析对比，确定出合理的注水强度范围，为下步油藏开发提供有力指导。
关键词：地层压力 平面差异化 注水强度 采液强度 注采比
一、区域地质概况
1.地质概况
塞247、塞248区块属于靖安油田侏罗系油藏，该区域构造位置属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段。晚三叠世末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的侵蚀，形成起伏不平，残丘与河谷交错分布的古地貌特征，从而导致油气向上逸散，进入侏罗系地层形成侏罗系油藏。本区前侏罗纪古地貌属于甘陕古河与蒙陕古河中间的指状残丘，在此背景上，沉积了侏罗系延安组的一套河流—沼泽相地层。
区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜，地层倾角0.5o左右，由于差异压实作用，形成多组轴向呈近东西向的鼻状隆起，侏罗系油藏就分布在这些鼻状隆起构造的较高部位，整体构造形态上表现为东高西低，北高南低的构造特征。
2.储层概况
塞247、塞248区块延9油藏砂层厚度10-40m，由于延9期与延10期古河的继承性，砂体油源沟通好。油藏埋深1350m～1530m，原始压力为10.89 MPa，油层温度39.9℃。油藏在形成时因受到差异压实、砂体展布和构造的共同作用，上倾方向由于相变或物性变差形成岩性遮挡，下倾方向受构造控制，油藏类型属构造～岩性油藏。
二、油藏特征及开发规律
1.储层非均质性特征
1.1 平面非均质性
1.1.1砂体有效厚度较大，但分布不均匀。
1.1.2孔隙度16%-18%，以二、三、四级为主，孔渗性好。
1.1.3油藏流动单元平面展布以A类、B类为主，物性相对较好，但非均质性强。
1.2层内渗透率非均质性
塞247、塞248延9油藏大部分砂体渗透率都属于中等偏弱的非均质性，少部分出现强非均质特征。其非均质性以复杂复合韵律和相对均质韵律为主，占韵律特性总量的56.5%，简单正韵律与复合正韵律一共占25%左右，其余为简单反韵律和复合反韵律共占18.5%。
2.压力变化规律
在油藏开发初期，由于注采井网不完善，地层能量不断下降，通过不断的井网完善以及平面注水调整，部分低压油藏的地层压力得到了明显的提高，油藏整体压力呈上升趋势（2008年5.6MPa↑7.6MPa），目前压力保持水平69. 8%，但由于油藏平面物性差异以及井网完善程度不同，平面上能量分布不均现象突出。
3.平面注采现状及开发规律
3.1 受油藏物性差异影响，平面采液强度差异大。部分区域采液强度过小，无法发挥油藏生产能力；部分区域采液强度过大，容易造成含水上升。
3.2受油层厚度以及地质配注的需求的影响，平面注水强度差异大，导致部分注水井剖面注水强度过大，剖面吸水形态快速变差。
3.3 平面注采不均匀，井组注采比差异大，导致区域能量分布不均。
3.4受平面注采矛盾的影响，油井含水快速上升，影响油藏采收率。
随着油藏采出程度的增加，油藏含水上升，存水率下降，表明油藏水驱油效率降低，注水开发效果逐渐变差；尤其自采出程度大于7.8%以后，油藏的含水的快速上升明显影响了油藏的开发，导致最终采收率的降低。
4.微生物调驱的运用及见效规律
4.1 微生物调驱实验的理论依据
4.1.1选择3%调剖生物及营养液注入地层，主要作用为改善油藏剖面吸水，提高注水压力和水驱波及范围。（营养液组成：淀粉、蔗糖、氯化铵等）
4.1.2注入2%驱油微生物及生物酶，改善平面水驱，达到提高采油效率的效果
4.2 开展的工作量及效果
塞247、塞248延9油藏分别实施微生物调驱实验3个井组，措施1-2个月后，井组明显出现见效的现象，目前日增油15.4t/d，累计增油达4200t。
4.3 调驱实验的适应性分析
4.3.1从增油角度分析：目前微生物驱油效果较好，适应塞247、塞248油藏开发。
4.3.2从注水剖面变化的角度分析：可对比三口井平均剖面吸水厚度由措施前6.7米的上升至措施后的11.6米，吸水剖面明显好转。
4.3.3从油藏平面注采的角度来分析：措施后3口高含水油井含水下降，5口低液量油井液量增加，平面采液趋于均衡，微生物调驱措施适应于塞247、塞248油藏目前的开发。
三、开发技术政策研究
1.合理地层压力的确定
在油田生产中地层压力过低，则地层能量不足，开采油量达不到要求；地层压力过高，不但会由于注入水超量而导致经济浪费，而且会导致油层的破坏，合理的地层压力则显得尤为重要，下面我们将引入“低渗透油气田合理地层压力计算公式”：
其中：pR为合理地层压力，pi为注水井最大井底压力， Pwf为生产井最小井底流压， N为地质储量，V0为采油速度，ni为注水井数， IPR为注采比，I为吸水指数，B0为原有体积系数，Bw为地层水体积系数，ρw、ρo分别为水、油密度，fw为原油含水率，M为生产井与注水井的井数比，Kro为油相相对渗透率，JL为采液指数。
以塞247、塞248区块延9油藏目前的开发数据为基础，计算得出目前合理的地层压力为9.8Mpa，然而目前塞247、塞248平均地层压力仅7.6Mpa，地层压力还需要进一步提高。 2.合理采液强度范围的确定
2.1 Dupu it 临界产量公式的引入
从油藏工程角度出发， 临界产量应是指能使水锥稳定在最大高度而不至于使油井见水的最大产液量。用Dupu it 临界产量公式：
式中：q-临界产量， K-渗透率，
ρw、ρo- 分别为水油密度，
Lo-原油粘度，
Bo-原油体积系数，
re-油井泄油半径，
rw-井筒半径，
b-射孔厚度，
ho-油层厚度。
通过对塞247、塞248区块油井的临界采液强度进行统计计算，结合油层厚度于射开程度的关系进行分析：
临界产量受油层厚度以及油层射开程度影响较为明显，在后期油藏开发中可适当调整油层射开程度，以此来改善油藏的临界产量。
2.2 确定合理采液强度
以塞247、塞248区块油井生产现状为基础，结合临界采液强度与油层厚度对应关系，可以将油层厚度分为三个范围，在同一范围内，将不同油层厚度油井的采液强度与含水上升关系做以对比。通过拟合曲线，结合目前油藏开发现状得出结论：
3.合理注水强度范围的确定
从油藏注水强度、吸水强度、油井含水三方面分析，对于孔渗性油藏，注水强度大小不会直接导致油井的含水上升，但吸水强度过大会造成地层强注，使油藏剖面差异化加剧，降低驱油效果，影响注水开发水平。结合吸水剖面的剖面吸水形态分析，塞247、塞248区块合理注水强度应该小于4.2m3/（d*m）较为合理。
4.合理注采比范围的确定
从2008年开始统计计算、绘制注采比与含水上升率关系曲线，并作多项式曲线拟合。
通过散点数据曲线拟合，得出248区块拟合曲线公式y = 101.85x2 - 215.91x + 117.81，塞247区块拟合曲线公式y = 61.30x2 - 92.76x + 38.17，以含水上升率为标准，塞247、塞248区块延9油藏最佳注采比应在0.9至1.0之间。
然而目前区块压力保持水平仅69.8%，地层能量不足。根据物质平衡理论，分析认为塞247、塞248油藏整体注采比应该介于1.0-1.1之间。
5.剖面治理、平面调整有效治理措施的确定
塞247、塞248延9油藏目前水驱前缘已经突破油井，油井正处于含水快速上升期，剖面治理和平面调整是当前区块关注的要点。
常规的暂堵酸化、选择性酸化措施虽然能有效地改善剖面吸水状况，但由于油藏内水驱通道已形成，剖面水驱现状不能得到有效地改善，最终导致剖面见效时间短，治理频率高，然而目前所开展的微生物调驱实验能够在改善剖面吸水状况的同时有效改善平面水驱，扩大水驱油开发效率，提升油藏管理水平。在后期的剖面、平面治理中，微生物调驱实验完全可以大范围开展。
四、结论与认识
1.塞247、塞248区块延9油藏在目前开发形势下合理的地层压力为9.8Mpa，然而目前平均地层压力仅7.6Mpa，地层压力还有待提高。
2.塞247、塞248区块延9油藏合理的采液强度范围和其油层动用有效厚度直接相关。当动用有效厚度小于8米时，合理采液强度介于1.0-1.5m3/（m*d）；当动用有效厚度介于8-13米时，合理采液强度介于1.0-1.3m3/（m*d）；当动用有效厚度介于8-13米时，合理采液强度介于0.9-1.1m3/（m*d）。
3.为了防止剖面吸水状况快速变差，塞247、塞248区块延9油藏合理的注水强度范围应该小于4.2m3/（d*m）。
4.为了有效改善平面注采矛盾，塞247、塞248区块延9油藏合理的注采比应该为1.0-1.1，不同井组根据实际动态应当做相应调整。
5.微生物调驱措施能够有效地改善剖面吸水状况以及平面水驱，适应于塞247、塞248区块延9油藏目前的开发现状，可纳入技术政策的研究范围。
参考文献
[1]冯立勇 《靖安油田侏罗系油藏2005年开发方案》 长庆油田第三采油厂地质研究所 2005年1月.
[2] 佘继完，黎国芬，赵鹏等 《塞248区注水开发效果分析》 长庆采油三厂油田开发技术研讨会材料汇编 2007年3月.
[3] 王明海 杨军 黄爽英等 《低渗透油田合理压力保持水平研究》 西南石油学报 2000年4月.
作者简介：张俊程，1980年6月出生，2006年毕业于中国石油大学（华东），石油工程专业，现为中石油长庆油田助理工程师。
关键词：地层压力 平面差异化 注水强度 采液强度 注采比
一、区域地质概况
1.地质概况
塞247、塞248区块属于靖安油田侏罗系油藏，该区域构造位置属于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中段。晚三叠世末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的侵蚀，形成起伏不平，残丘与河谷交错分布的古地貌特征，从而导致油气向上逸散，进入侏罗系地层形成侏罗系油藏。本区前侏罗纪古地貌属于甘陕古河与蒙陕古河中间的指状残丘，在此背景上，沉积了侏罗系延安组的一套河流—沼泽相地层。
区域构造为一向西倾斜的大型平缓单斜，地层倾角0.5o左右，由于差异压实作用，形成多组轴向呈近东西向的鼻状隆起，侏罗系油藏就分布在这些鼻状隆起构造的较高部位，整体构造形态上表现为东高西低，北高南低的构造特征。
2.储层概况
塞247、塞248区块延9油藏砂层厚度10-40m，由于延9期与延10期古河的继承性，砂体油源沟通好。油藏埋深1350m～1530m，原始压力为10.89 MPa，油层温度39.9℃。油藏在形成时因受到差异压实、砂体展布和构造的共同作用，上倾方向由于相变或物性变差形成岩性遮挡，下倾方向受构造控制，油藏类型属构造～岩性油藏。
二、油藏特征及开发规律
1.储层非均质性特征
1.1 平面非均质性
1.1.1砂体有效厚度较大，但分布不均匀。
1.1.2孔隙度16%-18%，以二、三、四级为主，孔渗性好。
1.1.3油藏流动单元平面展布以A类、B类为主，物性相对较好，但非均质性强。
1.2层内渗透率非均质性
塞247、塞248延9油藏大部分砂体渗透率都属于中等偏弱的非均质性，少部分出现强非均质特征。其非均质性以复杂复合韵律和相对均质韵律为主，占韵律特性总量的56.5%，简单正韵律与复合正韵律一共占25%左右，其余为简单反韵律和复合反韵律共占18.5%。
2.压力变化规律
在油藏开发初期，由于注采井网不完善，地层能量不断下降，通过不断的井网完善以及平面注水调整，部分低压油藏的地层压力得到了明显的提高，油藏整体压力呈上升趋势（2008年5.6MPa↑7.6MPa），目前压力保持水平69. 8%，但由于油藏平面物性差异以及井网完善程度不同，平面上能量分布不均现象突出。
3.平面注采现状及开发规律
3.1 受油藏物性差异影响，平面采液强度差异大。部分区域采液强度过小，无法发挥油藏生产能力；部分区域采液强度过大，容易造成含水上升。
3.2受油层厚度以及地质配注的需求的影响，平面注水强度差异大，导致部分注水井剖面注水强度过大，剖面吸水形态快速变差。
3.3 平面注采不均匀，井组注采比差异大，导致区域能量分布不均。
3.4受平面注采矛盾的影响，油井含水快速上升，影响油藏采收率。
随着油藏采出程度的增加，油藏含水上升，存水率下降，表明油藏水驱油效率降低，注水开发效果逐渐变差；尤其自采出程度大于7.8%以后，油藏的含水的快速上升明显影响了油藏的开发，导致最终采收率的降低。
4.微生物调驱的运用及见效规律
4.1 微生物调驱实验的理论依据
4.1.1选择3%调剖生物及营养液注入地层，主要作用为改善油藏剖面吸水，提高注水压力和水驱波及范围。（营养液组成：淀粉、蔗糖、氯化铵等）
4.1.2注入2%驱油微生物及生物酶，改善平面水驱，达到提高采油效率的效果
4.2 开展的工作量及效果
塞247、塞248延9油藏分别实施微生物调驱实验3个井组，措施1-2个月后，井组明显出现见效的现象，目前日增油15.4t/d，累计增油达4200t。
4.3 调驱实验的适应性分析
4.3.1从增油角度分析：目前微生物驱油效果较好，适应塞247、塞248油藏开发。
4.3.2从注水剖面变化的角度分析：可对比三口井平均剖面吸水厚度由措施前6.7米的上升至措施后的11.6米，吸水剖面明显好转。
4.3.3从油藏平面注采的角度来分析：措施后3口高含水油井含水下降，5口低液量油井液量增加，平面采液趋于均衡，微生物调驱措施适应于塞247、塞248油藏目前的开发。
三、开发技术政策研究
1.合理地层压力的确定
在油田生产中地层压力过低，则地层能量不足，开采油量达不到要求；地层压力过高，不但会由于注入水超量而导致经济浪费，而且会导致油层的破坏，合理的地层压力则显得尤为重要，下面我们将引入“低渗透油气田合理地层压力计算公式”：
其中：pR为合理地层压力，pi为注水井最大井底压力， Pwf为生产井最小井底流压， N为地质储量，V0为采油速度，ni为注水井数， IPR为注采比，I为吸水指数，B0为原有体积系数，Bw为地层水体积系数，ρw、ρo分别为水、油密度，fw为原油含水率，M为生产井与注水井的井数比，Kro为油相相对渗透率，JL为采液指数。
以塞247、塞248区块延9油藏目前的开发数据为基础，计算得出目前合理的地层压力为9.8Mpa，然而目前塞247、塞248平均地层压力仅7.6Mpa，地层压力还需要进一步提高。 2.合理采液强度范围的确定
2.1 Dupu it 临界产量公式的引入
从油藏工程角度出发， 临界产量应是指能使水锥稳定在最大高度而不至于使油井见水的最大产液量。用Dupu it 临界产量公式：
式中：q-临界产量， K-渗透率，
ρw、ρo- 分别为水油密度，
Lo-原油粘度，
Bo-原油体积系数，
re-油井泄油半径，
rw-井筒半径，
b-射孔厚度，
ho-油层厚度。
通过对塞247、塞248区块油井的临界采液强度进行统计计算，结合油层厚度于射开程度的关系进行分析：
临界产量受油层厚度以及油层射开程度影响较为明显，在后期油藏开发中可适当调整油层射开程度，以此来改善油藏的临界产量。
2.2 确定合理采液强度
以塞247、塞248区块油井生产现状为基础，结合临界采液强度与油层厚度对应关系，可以将油层厚度分为三个范围，在同一范围内，将不同油层厚度油井的采液强度与含水上升关系做以对比。通过拟合曲线，结合目前油藏开发现状得出结论：
3.合理注水强度范围的确定
从油藏注水强度、吸水强度、油井含水三方面分析，对于孔渗性油藏，注水强度大小不会直接导致油井的含水上升，但吸水强度过大会造成地层强注，使油藏剖面差异化加剧，降低驱油效果，影响注水开发水平。结合吸水剖面的剖面吸水形态分析，塞247、塞248区块合理注水强度应该小于4.2m3/（d*m）较为合理。
4.合理注采比范围的确定
从2008年开始统计计算、绘制注采比与含水上升率关系曲线，并作多项式曲线拟合。
通过散点数据曲线拟合，得出248区块拟合曲线公式y = 101.85x2 - 215.91x + 117.81，塞247区块拟合曲线公式y = 61.30x2 - 92.76x + 38.17，以含水上升率为标准，塞247、塞248区块延9油藏最佳注采比应在0.9至1.0之间。
然而目前区块压力保持水平仅69.8%，地层能量不足。根据物质平衡理论，分析认为塞247、塞248油藏整体注采比应该介于1.0-1.1之间。
5.剖面治理、平面调整有效治理措施的确定
塞247、塞248延9油藏目前水驱前缘已经突破油井，油井正处于含水快速上升期，剖面治理和平面调整是当前区块关注的要点。
常规的暂堵酸化、选择性酸化措施虽然能有效地改善剖面吸水状况，但由于油藏内水驱通道已形成，剖面水驱现状不能得到有效地改善，最终导致剖面见效时间短，治理频率高，然而目前所开展的微生物调驱实验能够在改善剖面吸水状况的同时有效改善平面水驱，扩大水驱油开发效率，提升油藏管理水平。在后期的剖面、平面治理中，微生物调驱实验完全可以大范围开展。
四、结论与认识
1.塞247、塞248区块延9油藏在目前开发形势下合理的地层压力为9.8Mpa，然而目前平均地层压力仅7.6Mpa，地层压力还有待提高。
2.塞247、塞248区块延9油藏合理的采液强度范围和其油层动用有效厚度直接相关。当动用有效厚度小于8米时，合理采液强度介于1.0-1.5m3/（m*d）；当动用有效厚度介于8-13米时，合理采液强度介于1.0-1.3m3/（m*d）；当动用有效厚度介于8-13米时，合理采液强度介于0.9-1.1m3/（m*d）。
3.为了防止剖面吸水状况快速变差，塞247、塞248区块延9油藏合理的注水强度范围应该小于4.2m3/（d*m）。
4.为了有效改善平面注采矛盾，塞247、塞248区块延9油藏合理的注采比应该为1.0-1.1，不同井组根据实际动态应当做相应调整。
5.微生物调驱措施能够有效地改善剖面吸水状况以及平面水驱，适应于塞247、塞248区块延9油藏目前的开发现状，可纳入技术政策的研究范围。
参考文献
[1]冯立勇 《靖安油田侏罗系油藏2005年开发方案》 长庆油田第三采油厂地质研究所 2005年1月.
[2] 佘继完，黎国芬，赵鹏等 《塞248区注水开发效果分析》 长庆采油三厂油田开发技术研讨会材料汇编 2007年3月.
[3] 王明海 杨军 黄爽英等 《低渗透油田合理压力保持水平研究》 西南石油学报 2000年4月.
作者简介：张俊程，1980年6月出生，2006年毕业于中国石油大学（华东），石油工程专业，现为中石油长庆油田助理工程师。