胡307-新46 侏羅系油藏穩(wěn)產(chǎn)技術政策研究

李彥秋

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田胡307-新46 區(qū)位于陜西省榆林市定邊縣境內(nèi)，屬于黃土塬地貌。地表為100～200 m 厚的黃土覆蓋，地形復雜，溝壑縱橫，梁峁參差。地面海拔1 400～1 800 m。主要含油層系為侏羅系延安組延9、延10 油層，油藏埋深1 500～1 750 m，為彈性溶解氣驅(qū)的構造-巖性油藏。油層平均有效厚度8.1 m，平均孔隙度16.1 %，平均滲透率33.4×10-3μm2，油層原始地層壓力11.2 MPa。截止目前動用含油面積24.2 km2，地質(zhì)儲量1 427×104t，主要開發(fā)層位為延92+3、延10。

胡307-新46 區(qū)塊目前共有油井334 口，開井327口，日產(chǎn)液2 540 m3，日產(chǎn)油1 430 t，單井產(chǎn)能4.44 t/d，綜合含水32.9 %，有注水井83 口，開井78 口，日注水平1 707 m3，單井日注22 m3，月注采比0.75，累注采比0.94，地質(zhì)儲量采出程度5.79 %，采油速度3.66 %。胡307-新46 區(qū)2013 年油井測壓顯示平均地層壓力為10.5 MPa，壓力保持水平94.2 %，區(qū)塊中部壓力較高，邊部井網(wǎng)未完善區(qū)壓力較低。該區(qū)2013 年吸水剖面測試26 口，水驅(qū)動用程度65.5 %。

1 侏羅系油藏穩(wěn)產(chǎn)技術政策研究

侏羅系油藏邊底水比較發(fā)育，由于侏羅系油藏開發(fā)技術不合理，勢必引起邊水內(nèi)移和底水上錐，導致油井含水上升。各油田開發(fā)實踐證明，油田開發(fā)效果的好壞，關鍵是制定符合油藏本身特點的開發(fā)技術政策，因此深入研究分析井底流壓、采液強度和注采比等變化在侏羅系油藏開發(fā)中的規(guī)律性，探索侏羅系油藏合理的開發(fā)技術。

圖1 胡307-新46 區(qū)采液強度分級圖

圖2 胡307-新46 區(qū)采液強度與含水上升率散點圖

1.1 合理采液強度研究

由于胡307-新46 侏羅系油藏處于開發(fā)初級階段，考慮到后期油水界面的抬升，另外各區(qū)塊采液強度偏大的井主要集中在油藏邊部，不利于抑制邊水的舌進和底水錐進，因此合理采液強度對于邊底水油藏尤為重要。

采液強度是邊底水油藏開采的重要指標，而胡307-新46 侏羅系油藏含水上升率與采液強度的散點圖表明，采液強度愈大，含水上升速度愈快。當油藏采液強度大于1.6 m3/（d·m）時，含水上升率大于0，因此胡307-新46 侏羅系合理單井采液強度為1.6 m3/（d·m）按照這一原則，結合油藏平面生產(chǎn)動態(tài)，在盡可能不影響生產(chǎn)的前提下，共需要對22 口井進行產(chǎn)液結構調(diào)整控液生產(chǎn)，油量下降34 t。

1.2 合理注水強度研究

最大的注水量計算用裂縫開啟的壓力來最大的注水壓力：

計算得最大注水強度為：Qi/h=6.31 m3/（d·m）

區(qū)塊的單井配注量計算公式為：

計算得單井理論合理注水量為：Qi=26.7 m3/d，因前面分析注入水存在無效注水部分，合理注水量Qi≈0.9/0.8×26.7=30.0 m3，注水強度為3.29 m3/（d·m），小于最大注水強度（不會造成裂縫開啟）。

結合理論計算設計10 種注水強度方案，從含水上升情況和累計產(chǎn)油量綜合來看方案6（Qi/h=3.3）累計產(chǎn)油量最高，和前面的理論研究一致。據(jù)此區(qū)塊的合理注水強度為3.3 m3/（d·m）。

圖3 不同注水強度方案含水率曲線

圖4 不同注水強度方案累計產(chǎn)油量曲線

1.3 合理注采比度研究

結合注水強度分析，注水強度為3.3 m3/（d·m），采液速度為4.97 %，則合理的注采比為1.0。

其中：q1-采液速度，104m3/mon；Bi-注采比；Δpi-開始進行預測時的總壓降，MPa。

現(xiàn)場實際情況：新46 區(qū)西部注水井投注后，油井見效快，其中12 口井轉(zhuǎn)注后液量、液面上升快，為保證區(qū)塊長期穩(wěn)定開發(fā)，6 月初已對5 口注水井下調(diào)配注，注采比從1.1 下降至0.9，注水強度從3.5 下降至3.1 m3/（m·d），控制效果明顯。

1.4 合理流壓度研究

眾所周知，降低井底流動壓力可以提高油井產(chǎn)量，但是井底流動壓力的降低有一個界限。礦場試井資料表明：當流動壓力降低到一定界限以后，繼續(xù)降低流動壓力，油井產(chǎn)量不但不會增加，而且還會減少，即油井有一個合理的流動壓力界限，這個界限與飽和壓力有關，飽和壓力越低，流動壓力允許降低的范圍就越大。這一流壓界限值稱為油井的最低允許流動壓力。

根據(jù)油井流入動態(tài)方程，可求得油井最低允許流動壓力公式：

上式表明：影響油井最小流壓的因素包括：地層壓力，飽和壓力，原油物理性質(zhì)以及油井含水率。

將相關數(shù)據(jù)代入公式計算得各油藏的最低井底流壓。又由侏羅系油藏的油井流入動態(tài)方程可以得出：侏羅系油藏合理的流壓為4 MPa，因此流壓范圍保持在最低允許流壓與4 MPa 之間比較合理。

統(tǒng)計安62 區(qū)塊內(nèi)油井流壓和單井產(chǎn)能，從散點圖上可以看出當流壓大于3.5 MPa 時，單井產(chǎn)能基本均在區(qū)塊單井產(chǎn)能6.0 t/d 之上。新46 區(qū)塊內(nèi)油井流壓和單井產(chǎn)能，從散點圖上可以看出當流壓大于3.5 MPa時，單井產(chǎn)能基本均在區(qū)塊單井產(chǎn)能4.0 t/d 之上。胡307 區(qū)塊內(nèi)油井流壓和單井產(chǎn)能，從散點圖上可以看出當流壓大于3.0 MPa 時，單井產(chǎn)能基本均在區(qū)塊單井產(chǎn)能4.0 t/d 之上（見圖5～圖7）。

1.5 油井見效規(guī)律研究

胡307-新46 侏羅系油藏平面上非均質(zhì)性強，滲透率級差大（單井最大平均滲透率為96.3×10-3μm2，最小為0.11×10-3μm2，滲透率級差達875 倍），單井產(chǎn)量受物性控制。對于物性好的部位油井見效快，注水見效周期短，單井產(chǎn)量高（見效井日產(chǎn)液高于10 m3)；物性差的部位油井見效反應緩慢，注水見效周期長，單井產(chǎn)量低（低產(chǎn)井日產(chǎn)液低于5 m3），而且由于侏羅系油藏受非均質(zhì)性影響較大，因此，目前各區(qū)塊部分油井仍然低產(chǎn)低效。

圖5 安62 區(qū)流壓與單井日產(chǎn)油關系圖

表1 胡307-新46 侏羅系油藏最低允許井底流動壓力和壓力保持水平計算表

圖6 新46 區(qū)流壓與單井日產(chǎn)油關系圖

圖7 胡307 區(qū)流壓與單井日產(chǎn)油關系圖

1.5.1 同步注水 安62 區(qū)為同步注水，油井平均見效周期56 天，油井見效后表現(xiàn)為“三升一降”即日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面上升，含水下降，該區(qū)塊見效前日產(chǎn)液8.02 m3，日產(chǎn)油6.23 t，含水13.5 %，動液面1 482 m；見效后日產(chǎn)液9.99 m3，日產(chǎn)油7.72 t，含水9.7 %，動液面1 469 m。

1.5.2 滯后注水 胡307 區(qū)為滯后注水，油井平均見效周期43 天，油井見效后表現(xiàn)為“三升一降”：即日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動液面上升，含水下降，該區(qū)塊見效前日產(chǎn)液3.11 m3，日產(chǎn)油3.11 t，含水22.4%，動液面1 273 m；見效后日產(chǎn)液6.94 m3，日產(chǎn)油6.99 t，含水21.9 %，動液面1 131 m。

表2 胡307-新46 侏羅系油藏合理開發(fā)技術界限表

分析表明侏羅系油藏適合同步注水。滯后注水出現(xiàn)地層能量虧空，注水后雖恢復至初期產(chǎn)量，但中間出現(xiàn)大的產(chǎn)量波動。

2 結論與認識

從開發(fā)技術政策的確定過程可以看出：合理的開發(fā)技術政策的幾個指標是相互關聯(lián)的，單一的指標不能決定油藏整體的開發(fā)效果，油藏合理的開發(fā)技術政策不是一成不變的，不同開發(fā)階段都有與之相對應的一套合理政策，隨著開發(fā)階段的深入，開發(fā)技術政策要不斷的進行調(diào)整，根據(jù)目前的開發(fā)動態(tài)確定了各油藏現(xiàn)階段合理的開發(fā)技術政策。結果表明這些政策界限符合現(xiàn)階段胡307-新46 侏羅系油藏開發(fā)需要。

［1］ 王凱，劉可，等.靖安侏羅系油藏開發(fā)規(guī)律研究［J］.石油化工應用，2009，28（1）：62-95.

［2］ 劉明汐. 靖安油田侏羅系油藏合理開發(fā)技術政策研究［D］.西安石油大學，2012.

［3］ 王可.胡151、胡307、安62 侏羅系油藏提高開發(fā)效果技術政策研究［G］.內(nèi)部資料，2007.