河流相侏罗系层状与底水油藏高效开发技术研究

2014-12-24王文刚贺彤彤别勇杰刘俊刚

石油化工应用 2014年3期

王文刚，贺彤彤，兰庆，别勇杰，刘俊刚

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

吴旗侏罗系自2010 年以来陆续建成塞517、新240、新263、湾72-69 等15 个区块，截至目前共动用含油面积17.61 km2，地质储量1 029.98×104t，动用可采储量232.64×104t。目前油藏开油井321 口，平均日产液1 459 t，平均日产油689 t，综合含水54.0 %；开注水井70 口，注水量1 072 m3/d，月注采比0.63，累积注采比0.24；地质储量采油速度2.39%，采出程度7.46%，累计产油量76.84×104t。

1 开发中存在的问题

1.1 层状油藏地层能量低，油藏递减较大

新290-29、旗108-99 等层状油藏，砂体厚度＜7.6 m，属于弹性弱水压驱动，地层能量较低，如：湾平1 井测试压力4 MPa，压力保持水平仅为41.7 %。油井投产满4 个月，液面下降趋势显著，随之油藏递减加剧（见图1）。

1.2 底水油藏油井采液强度偏大，含水上升快

吴旗侏罗系目前共有开发区块15 个，具有油藏规模小，局部边底水发育，部分油层厚度薄的特征，采液强度大易引起含水上升，目前底水发育油井开井220口，平均油层厚度6 m，底水厚度9.3 m，因受新248 等底水油藏部分油井采液强度偏大，含水上升，综合含水由去年12 月的51.4 %上升到54.0 %。目前新248、新237、新293、塞550 等油藏17 口油井目前采液强度偏大，含水呈上升趋势（见表1）。

1.3 井网不完善，自然能量开发区域流压下降明显

图1 吴旗侏罗系层状油藏投产满一年井时间拉齐生产曲线（22 口）

表1 吴起侏罗系边底水油藏合理开发技术政策表

油藏井网不完善，自然能量开发区域，流压下降明显，油井供液状况逐渐变差，油藏递减增加，稳产形势严峻。如新240 延10 油藏北部、中部井网不完善，流压由去年的5.61 下降到3.98 MPa，油井功图显示供液不足程度加剧，液面持续下降，例如：吴264-24 井液面由965 上升到1 062 上升到1 138 m，日产量由5.41 下降到2.41 t。

2 高效开发技术研究

2.1 合理注采井网的确定

式中：n-井网系数，代表单元内的总井数；T-相对总井数。

用长庆油田已开发同类油田实际采液指数与吸水指数比值计算结果，最优井网系数n 为9，即最佳井网形式为反九点，但由于延9、延10 油藏具有油砂体较小，油层纵横向变化大的特点，很难形成正规的面积注水井网，故吴旗侏罗系延9、延10 油藏井网形式采用不规则三角形注采井网。

同时根据采收率与井网密度的关系，进行投入产出分析，计算得延9、延10 合理井距为250～300 m。综上所述，侏罗系油藏延9、延10 合理井距为250～300 m，井网形式为不规则三角形井网。

2.2 储层初期改造技术

2.2.1 层状油藏层状油藏储层物性相对较好，孔隙度一般15.5 %～17.0 %，渗透率10.1～55.0×10-3μm2。早期常规水基泥浆钻井，由于有泥饼对储层的保护，油井普遍有初产。目前普遍采用水基聚合物泥浆钻井，不能形成泥饼。由于缺少泥饼对固井水泥浆的阻隔作用，从而造成固井液对近井地带储层的污染较严重，这也是近年来侏罗系油井大多数无初产的主要原因。对于这类油井射孔时要降液面，增产措施普遍选用小强度压裂解堵。例如：旗108-99 油藏，谷61-93 等2 口井采取复合射孔+爆燃技术，初产仅为1.08 t/d ，后对薛58-55等2 口井调整为小强度压裂改造投产，初期单井产能提升到4.14 t/d（见表2）。

2.2.2 底水油藏对于侏罗系边底水油藏，按油层与底水之间的接触关系分为三类：Ⅰ类是油层与水层直接接触；Ⅱ类是油层与水层之间为薄泥岩夹层或致密砂岩；这些夹层对底水的锥进有一定的屏蔽作用；Ⅲ类是油层与水层之间为较好隔层（＞2 m）。

底水油藏普遍表现为厚油层-厚底水或薄油层-厚底水等两种油水接触模式，孔渗物性相对较好，孔隙度一般17.0 %～18.3 %，渗透率96.6～355.4×10-3μm2。

对于厚油层-厚底水接触模式油井，在齐油层顶射孔的同时，可适当增加射开程度；若初产不出时，可考虑小规模酸化解堵或小规模压裂改造。例如，对新240厚油层-厚底水油藏，油井采取小规模压裂改造投产，初产达到5.58 t/d。

对于薄油层-厚底水接触模式油井，必须严格齐顶射孔，且射开程度要适当控制；通过负压超深透射孔等手段争取有初产；若无初产可爆燃、挤土酸解堵，施工过程注意严格控制药量或排量。例如新263 延10 油藏，吴315-42 等2 口井采取小型压裂措施投产，因改造强度过大，压穿底水无初产，随后对新293 薄油层-厚底水油藏调整为爆燃技术改造，初产达到3.33 t/d（见表3）。

表2 旗108-99 延9 油藏改造规模统计表

表3 吴旗侏罗系边底水油藏储层改造政策执行标准

2.3 合理注水时机及注水技术政策的确定

2.3.1 合理注水时机的确定

（1）层状油藏：层状油藏边底水不发育，属弹性弱水压驱动，地层能量较弱，随着油藏的累计采出增多，地层亏空明显，导致油藏递减加剧，因此，应及时实施注水开发，分析认为注水时机应采取同步注水或注水滞后3 个月以内。例如：新290-29 油藏北部新投区，湾83-60 井初期注水压力为0 MPa，说明地层能量较低，需实施同步注水开发，及时补充地层能量；另外通过图1，油井投产满4 个月后液面下降趋势显著，随之油藏递减加剧，鉴于吴旗侏罗系注水见效周期为3 个月左右，因此建议该类情况的层状油藏注水滞后3 个月以内。

（2）边底水油藏：边底水油藏能量可用每采出1 %的地质储量的压降值和无因次弹性产量比值以及水油体积比来评价。

利用物质平衡方程推出无因次弹性产量比：

另外根据边底水油藏能量评价文献资料，按水油体积比把边底水油藏分为：活跃型水体（水油体积比大于100）；比较活跃型水体（水油体积比10～100）；不活跃型水体（水油体积比小于10）。

再根据油藏水油体积比确定不同的开发方式：活跃型水体油藏主要依靠自然能量开发；比较活跃型水体油藏初期采用天然能量开发，至油藏压力下降到原始地层压力80 %左右转入注水开发；不活跃型水体油藏主要依靠注水开发。

根据水驱油藏物质平衡理论，计算吴旗油田塞517等侏罗系油藏水油体积比小于10，属于不活跃型水体，随着累积采出量增多，地层能量下降明显，应采用注水开发，注水时机为滞后6 个月以内。

实例：塞517 延9 油藏，投产8 个月后液量持续下降，月度平均递减达到3.9 %，随后转注2 口井，因地层累积亏空量达到3.32×104m3，转注前3 个月水井注水压力为0 MPa，随后上调配注及时补充地层能量，转注后第3 个月油藏月度递减降至0.5 %，油藏递减得到有效控制，分析认为该油藏注水时机应注水滞后6个月以内（见图2）。

对于比较活跃型水体的侏罗系油藏，初期采用天然能量开发，油藏稳产形势较好，借鉴长庆该类油藏开发经验，当油藏压力下降至原始地层压力80 %左右转入注水开发。例如，新263 油藏目前压力保持水平为91.3 %，地层能量较高，仍采取自然能量开发，油藏月度递减0.30 %，开发形势较好，后面根据油藏开发情况，适时转入注水开发。

通过合理注水时机的确定，及时完善注采井网，实施注水开发，补充地层能量，改善油藏开发效果。2013年共计转注29 井次，其中28 口油井见效，单井日增油0.51 t，累计增油4 179 t（见表4）。

2.3.2 合理注采比的确定根据注采比公式：

图2 塞517 延10 油藏生产曲线

表4 吴旗侏罗系2013 年转注效果统计表

通过注采比计算及结合实际开发动态分析，吴旗侏罗系延9 油藏合理注采比为1.0～1.1，延10 油藏合理注采比为0.8～1.0。2013 年实施注采调整17 井次，对应16 口井见效，单井日增油0.31 t，累计增油1 273 t。

2.3.3 合理的注水技术政策

（1）层状油藏：储层砂体平面分布不均，且平面非均质性强，注水开发易形成注入水单向突进，造成油井水淹，应采取温和注水，但鉴于目前层状油藏地层压力较低，需强化注水补充地层能量。因此，该类油藏注水开发技术政策为：水驱主向受效井实施控液生产，同时实施“平衡注水、点弱面强”的注水政策，及时动态分析，油水井双向调控。这类油藏开发较好的主要有旗108-99、新290-29 延9 油藏。例如新290-29 油藏地层压力低，强化注水6 井次，油藏递减得到有效遏制，月度递减由3.17 %下降到0.28 %。

（2）边底水油藏：该类油藏因边底水发育，水动力较强，边水推进、底水锥进引起油井水淹是该类油藏开发的主要矛盾。该类油藏开发技术政策应该界定为：油井实施控液生产的同时，执行“整体温和，内强外弱”的注水政策，防止边水的推进造成油藏边部油井水淹。

实例：新240 延10 油藏中部，对吴268-30 等4 口边部高含水井实施控液生产的同时，对油藏内部吴269-30、吴271-32 两口水井实施强化注水，注水4 个月后，吴268-30 等4 口井含水下降，平均单井日增油1.34 t，累计增油1 184 t。

2.4 控水稳油技术

2.4.1 确定合理井底流压、生产压差

（1）合理的井底流压：众所周知，降低井底流动压力可以提高油井产量，但是井底流动压力的降低有一个界限。矿场试井资料表明：当流动压力降低到一定界限以后，继续降低流动压力，油井产量不但不会增加，而且还会减少，即油井有一个合理的流动压力界限，这个界限与饱和压力有关，饱和压力越低，流动压力允许降低的范围就越大。这一流压界限值称为油井的最低允许流动压力。

根据油井流入动态方程，可求得油井最低允许流动压力公式：

上式表明：影响油井最小流压的因素包括：地层压力，饱和压力，原油物理性质以及油井含水率。

将相关数据代入公式计算得各油藏的最低井底流压。又由侏罗系油藏的油井流入动态方程可以得出：侏罗系油藏合理的流压为4.0 MPa。通过对吴旗侏罗系油井实际矿场统计，从井底流压与单井产量关系图（见图3，图4），可以看出井底流压保持在3.5～4.5 MPa 左右时，油井单井产能较高。

图3 吴旗侏罗系油藏流压与单井产量关系图

图4 吴旗侏罗系油藏流压与单井产量关系图

（2）合理的生产压差：通过矿场统计，吴旗侏罗系合理生产压差在4.1～4.9 MPa，油井含水上升幅度较小。例如新263 延10 油藏，从生产压差与含水上升率关系图可以看出（见图5），当生产压差小于4.5 MPa时，油井含水上升幅度较小，当生产压差增大时，油井含水上升幅度明显增大。因此，新263 区合理生产压差为4.5 MPa。

图5 吴旗侏罗系采液强度与含水上升率散点图

2.4.2 单井的合理采液强度对于侏罗系边底水油藏，采液强度不仅是生产压差的大小反应，又是油井开采状况的综合结果，同时也是边底水油藏开采的重要指标。采液强度偏大易引起油藏边水的舌进和底水锥进，造成油井含水上升，增大油藏递减，因此，合理采液强度对于边底水油藏尤为重要。

通过吴旗侏罗系油藏各区块含水上升率与采液强度的散点图表明，采液强度愈大，含水上升速度愈快。假设按照目前的年产油量不变，若要保证含水上升率≤2.0 %，则吴旗侏罗系油藏单井合理采液强度应保持在0.8 m3/d·m～1.15 m3/d·m。2013 年共计实施调参控液生产31 井次，其中14 口井见效，综合含水下降5.2%，累计增油264 t。

2.5 “三小一低”解堵技术

2.5.1 油藏堵塞机理分析总结侏罗系油藏在钻探、开发过程中，油层污染主要有：（1）多层系合采，地层水近井筒附近结垢；（2）开发过程中由于采液速度过快，地层松散天然粉砂和粘土、蜡质成分在近井地带沉淀造成堵塞；（3）措施液、修井液以及其它不配伍的地层水等外来液体的侵入，与本层地层水反应后，生成沉淀，堵塞地层。

2.5.2 低产井治理技术根据吴旗侏罗系延9 延10储层孔渗性能相对较好，高强度储层改造易造成底水上锥或注入水突进等。因此，对吴旗侏罗系油藏平面上采液分布不均衡的低产油井，采取“三小一低”措施方式均衡平面上采液状况，确保油田持续稳定、高效开发。

对于侏罗系边底水油藏，在措施的实施过程中，针对油井所处的部位，油层厚度及油层与底水的接触关系，选择适合油藏特点的措施方式和规模以及相应的工艺技术，使的措施效果得到较好的发挥，而尽量避免连通底水。结合堵塞机理，慎重选井，选井原则为：一是油井应处于油藏内部，避免人工裂缝与边水沟通；二是油层剩余有效厚度在7 m 以上，且构造位置比较高，以防底水上窜。

针对堵塞严重或隔夹层发育、厚度大，物性差用酸化、低洗措施无效或措施效果较差的油井，通常采用压裂解堵技术。但压裂解堵改造强度较大，通常易与底水沟通，为此在总结边底水油藏开发经验的基础上，摸索出了侏罗系边底水油藏“三小一低”压裂解堵技术（见表5），并及时排液，减小了压窜底水的可能和对地层的损害。

实例：2013 年共实施“三小一低”解堵16 井次，单井日增油1.91 t，累计增油3 980 t。例如：吴238-15 井初期日液量10.79 m3，日产油9.64 t，含水10.7 %，随着开发地层松散的天然粉砂和粘土、蜡质成分在近井地带沉淀堵塞地层，日液量降至不足1 m3，随后最该井实施小型压裂措施解堵，液量提升至4.6 m3，日增油2.26 t，实施效果较好（见图6）。