關井壓錐在劉峁塬侏羅系油藏中的應用效果分析

許黎明，李雁峰，王舟洋，張智勇

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

關井壓錐在劉峁塬侏羅系油藏中的應用效果分析

許黎明，李雁峰，王舟洋，張智勇

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

針對侏羅系邊底水油藏底水錐進，本文提出了高含水期關井壓錐思路，并建立了評判指標界限：關井壓錐效果評價指標4項、選井條件5項、技術參數5項。研究結果表明，關井壓錐應主要選擇單井剩余地質儲量大、邊底水能量強、生產層段位于油水界面以上，有較長的一段低含水生產期，前期控液壓錐有效的高含水井，油井在含水率大于90%后開始實施關井壓錐；在壓錐期間，關井時間需根據油井具體情況而定，一般25 d～45 d，開井后工作制度應保持在前期正常生產的0.7～0.95，生產壓差保持在4.0 MPa～5.0 MPa；關井壓錐后，開井生產有效期長，增油量、純增油量大、壓錐綜合系數大的井，壓錐效果好。

關井壓錐；選井條件；參數優化；評價指標；壓錐綜合系數

1 油藏開發面臨的矛盾

1.1 油層有效厚度薄、邊底水發育，控水穩油難度大

劉峁塬侏羅系油藏有效厚度薄且與邊底水直接接觸，見水后含水急劇上升，控水穩油難度較大。

1.2 受重力和正韻律沉積影響，注入水易底部突進

油層中注入水只驅替到注水井附近區域，大部分向下流動，注入到底水區，增加了底水能量，導致油水層壓差增大，底水錐進。

1.3 局部采液強度過大，底水錐進

通過研究油層與底水接觸關系、見水時間等，確定了底水油藏不同類型油井的合理采液強度，Ⅰ類油井為0.6 m3/（m·d）～0.7 m3/（m·d）；Ⅱ類油井為0.7 m3/（m·d）～0.8 m3/（m·d）；Ⅲ類油井為0.8 m3/（m·d）～1.0 m3/（m·d）。然而，大多數井初期采液強度大于合理值（見表1）。

表1 劉峁塬侏羅系油藏單井初期采液強度

圖1 關井壓錐機理示意圖

2 見水受控因素分析

2.1 關井壓錐機理

對于邊底水油藏，邊底水錐進、內推的動力為油井的生產壓差，油井生產壓差越大，邊底水的動力越強，油井見水越早[1]；關井壓錐的動力為地層的水油重力差，關井時，壓差為零，水錐回落，地層中油水重新分異（見圖 1）。

關井壓錐的控水機理就是針對高含水期油井實行“關井-開井”周期性生產方式。

2.2 選井條件

2.2.1 單井控制剩余地質儲量 一方面底水油藏單井控制的可采儲量規模越大，油井的生產能力就越高，生產壓差也就越大，水錐凸起高度也亦大，當油井在高含水期關井壓錐時，水錐回落的速度比較快，回落的幅度也比較大。另一方面，非均質底水油藏水驅油過程中的嚴重不均衡性，導致波及系數比較低，剩余的可采儲量也比較多，這就為油井高含水期關井壓錐提供了物質基礎[2]。

通過計算和對比分析看出，平均剩余可采儲量達到1.5×104t時，關井壓錐效果好，平均有效期26 d，平均單井次增油量8.7 t，平均單井次純增油量4.2 t；單井控制剩余可采儲量規模小于1×104t的油井，關井壓錐效果較差（見表2）。

2.2.2 邊底水能量 單井的邊底水能量越強[3，4]，表明油井的水體與油體的連通性越好，邊底水錐進的動力就越強，所形成的水錐高度也就越大，因而關井壓錐的效果比較好，反之較差。邊底水能量強的油井，平均有效期24 d，平均單井次增油量和平均單井次純增油量分別為9.6 t、5.3 t。能量中等的油井關井壓錐效果次之，能量弱的油井關井壓錐效果最差（見表3）。

2.2.3 底水上升規律 依據油井見水后生產時間與含水變化形態，把單井含水率變化劃分3種基本類型，即含水臺階式上升型、含水波動式上升型、含水快速式上升型。關井壓錐實踐表明：這3種不同含水類型油井關井壓錐效果差別較大。其中含水多臺階式上升型（如P43-43）和寬波動式上升型（如L58-9）關井壓錐效果較好，平均單井次有效期長，單井次增油量和純增油量較多，而含水快速式上升型油井（如P45-451），關井壓錐效果較差，不同含水上升類型油井壓錐效果（見表4、圖 2）。

表2 不同單井儲量規模下的關井壓錐效果對比

表3 不同單井天然能量下的關井壓錐效果對比

表4 不同油井含水上升類型下的關井壓錐效果對比

圖2 不同含水上升類型關井壓錐效果對比圖

2.2.4 前期控液是否有效 關井壓錐與控液壓錐的原理相同，均是通過減小生產壓差，使油水在重力作用下重新分異；控液壓錐有效的油井，在油水界面抬升至生產層段以前，關井壓錐一般都有效。

3 關井壓錐應用效果評價

3.1 參數優化

3.1.1 關井時機 模擬當水錐上升到不同高度后進行關井，關井30 d后水錐的高度，得出關井壓錐最佳時機是水錐接近井底時，在含水率大于90%后實施關井壓錐，不同關井時機水錐降落高度（見圖3）。

圖3 關井時機對壓錐效果影響

3.1.2 關井時間 關井時間越長，水錐回落的高度就越大，對控水更有利。但關井時間太長，會影響油井的生產時效。關井時間太短，水錐回落的高度較小，也不利于控制油井底水的錐井。模擬水錐高度為6 m后，關井時間對水錐回落的影響，得到關井初期，水錐消退較快，后期水錐消退速度變緩；關井時間越長，水錐回落高度越大（見圖4）；綜合分析得出最佳關井時間：25 d～45 d。

圖4 關井時間對壓錐效果影響

3.1.3 開井工作制度 隨著液量變化系數的提高，單井次純增油量有增大趨勢；當液量變化系數在0.7～0.95時，單井次純增油量及壓錐有效時間在橫軸上成寬帶分布（見圖5、圖6）。

圖5 液量變化系數與純增油量關系

圖6 液量變化系數與有效天數關系

3.1.4 生產壓差 對羅龐塬侏羅系油井實際礦場統計，從井底流壓與單井產量關系圖，得出井底流壓保持在4.0 MPa～5.0 MPa，油井單井產能較高（見圖7）。

圖7 流壓與單井產量關系圖

3.2 關井壓錐總體效果評價

目前已優選13口井開展關井壓錐試驗，見效6口，見效率46%，平均有效期17 d，累計增油78.5 t，節約成本10.0萬元/月，壓錐試驗效果顯著（見圖8）。

3.3 關井壓錐單井效果評價

3.3.1 P43-43（效果好） P43-43井于2011年7月投產Y6層，初期日產10.0 m3/8.1 t/4.3%，4 t以上穩產32個月，2013年10月含水上升到66.7%；2015年7月沖次由5.0次下降到3.5次，含水由69.2%下降到61.6%；2016年4月含水上升到96.3%，關井壓錐后含水下降到87.8%，有效期35 d，單次壓錐增油13.1 t（見圖 9、表 5）。

3.3.2 L58-9（效果一般） L58-9井于2010年8月投產長612層，投產初期即見注入水；2010年10月停井。2014年6月對該井補孔壓裂Y9。措施后該井日產液4.19 m3/1.6 t/44.4%，含鹽74 880 mg/L，日產油保持在2.5 t穩產14個月；2015年9月含水由43.8%上升到74%，上提泵掛后含水下降到54%；2016年5月含水由84.3%上升到98%，關井壓錐后含水下降到90.5%，有效期23 d，累計增油7.6 t（見圖10、表6）。

圖8 關井壓錐效果對比圖

圖9 P43-43生產曲線

表5 P43-43壓錐效果評價表

圖10 L58-9生產曲線

表6 L58-9壓錐效果評價表

表7 P45-451壓錐效果評價表

3.3.3 P45-451—壓裂溝通底水，壓錐適應性差 P45-451于2014年6月投產Y9層，初期日產4.3 m3/3.2 t/13.1%，含鹽65 450 mg/L；2015年3月對該井實施小型壓裂，措施后日產6.28 m3/0.87 t/84.1%。2016年4月含水由92.2%上升到100%，含鹽由85 410 mg/L下降到54 405 mg/L，5月實施關井壓錐，無效；分析認為該井因壓裂造成與底水溝通，導致含水上升（見表7）。

4 結論與認識

（1）根據以上分析，得出劉峁塬侏羅系油藏關井壓錐綜合評判指標界限共14項：效果評價指標4項（有效期、增油量、純增油量、綜合壓錐系數）；選井條件5項（剩余可采儲量、單井天然能量、含水上升類型、前期控液壓錐效果、生產層段距離油水界面距離）；技術參數優化5項（關井時含水界限、關井時間、液面恢復速度、液量變化系數、生產壓差）。

（2）關井壓錐應優選單井剩余地質儲量大（大于1.5×104t）、邊底水能量強、生產層段位于油水界面以上、前期含水率緩慢上升或臺階式上升型、前期控液壓錐有效的高含水井（含水大于90%）。

（3）關井壓錐期間，關井時間需根據油井具體情況而定，一般為25 d～45 d，開開井后工作制度應保持在前期正常生產的0.7～0.95，生產壓差保持在4.0 MPa～5.0 MPa。

（4）用4項指標評價壓錐效果，開井生產有效期長、增油量、純增油量大、壓錐綜合系數大的井，壓錐效果好。

［1］ 李傳，楊學鋒.底水油藏的壓錐效果分析［J］.大慶石油地質與開發，2006，25（5）：45-46.

［2］ 潘昭才，袁曉滿，谷雨，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期關井壓錐技術優化［J］.石油鉆采工藝，2013，35（4）：65-69.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.關井壓錐控制底水錐進效果分析［J］.石油鉆探技術，2012，40（6）：67-70.

［4］ 肖春艷，李偉，肖淑萍.邊底水油藏開采機理與含水上升規律［J］.斷塊油氣田，2009，16（6）：69-70.

神華寧煤甲醇分公司成功產出98號汽油

經過1年3個月奮戰，近日，神華寧煤甲醇分公司20萬噸/年芳構化項目一次投料成功，產出了辛烷值為98號的合格汽油。

甲醇分公司是神華寧煤第一個開工建設、投產運營的煤化工項目，該項目2008年建成投產，年產25萬噸甲醇、21萬噸二甲醚?？紤]到煤制油項目投產后，將產生大量石腦油副產品，為增加效益、延伸煤制油產品產業鏈，該公司2015年決定開發芳構化裝置項目。該項目采用新型催化劑為核心的芳構化工專利技術，將石腦油轉化為汽油和車用液化氣，項目總收率可達99.5%。項目利用二甲醚舊裝置進行改造升級，2015年11月開工建設，今年5月16日全面進入投料試車階段，近日產出了辛烷值為98號的合格汽油。

該項目不僅拓寬了煤制油化工產品深加工渠道，豐富了煤制油化工產品種類，也為煤制油化工基地可持續發展作出積極貢獻。

（摘自寧夏日報第21201期）

TE349

A

1673-5285（2017）07-0035-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.008

2017－06-06

許黎明，女（1989-），2015年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，碩士研究生，助理工程師，主要從事油藏動態分析方面的工作，郵箱：xuliming1212@163.com。