靖安油田塞261侏羅系延9油藏穩產技術研究

曹 麗，王碧濤，陳建宏，馬紅偉，楊 敏，馬俊杰

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

靖安油田塞261侏羅系延9油藏穩產技術研究

曹 麗，王碧濤，陳建宏，馬紅偉，楊 敏，馬俊杰

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

靖安油田塞261侏羅系油藏開發始于2005年，隨著開發時間的延續，油藏采出程度大，含水上升，同時受河控沉積微相的控制，砂體展布呈條帶狀，油藏連片性差，給油藏穩產帶來了較大的困難，本文通過對該區水驅狀況的研究、分析，同時結合侏羅系油藏開發規律，總結出適合該區油藏穩產的一系列開發技術，確保油藏高效開發。

含水上升率；生產壓差；采液強度；注采井網

1 油藏概況

1.1 地質概況

靖安油田塞261侏羅系延9油藏位于鄂爾多斯盆地靖邊高地南斜坡上，沉積相為三級平原網狀河流相沉積，砂體為北東—南西向展布，局部位置近南北向。砂體與鼻狀隆起構造匹配成藏，發育的延92、延93油藏屬于典型的邊底水油藏。油層平均滲透率為19.39×10-3μm2，平均孔隙度為17.03%，儲層非均質性強，邊底水發育，原始驅動類型為彈性弱水壓驅動。

1.2 開發概況

靖安油田塞261侏羅系延9油藏始建于2005年，后續經過2006、2007年規模建產，截止目前共探明含油面積6.8 km2，預測地質儲量355×104t，動用地質儲量79×104t，共計建成產能 9.9×104t，截止目前，共開井 67口，日產液水平703 m3，日產油水平200 t，平均單井日產油水平2.99 t，綜合含水69.8%，累計產油42.76×104t，采出程度10.21%，注水井11口，平均單井日注水平為176 m3，月注采比0.27。

2 開發中存在的主要問題

靖安油田塞261油藏為典型的侏羅系邊底水發育油藏，近幾年來，隨著油藏的持續開發，油井含水快速上升，遞減加大，油藏開發中暴露出諸多問題。

2.1 油藏采液強度大，導致含水上升快

塞261侏羅系延9油藏受開發形勢需求及油藏機理的制約，該油藏采液強度偏大（見圖1），同時受底水、邊水的影響，油藏邊水內推、底水錐進，含水上升，兩項遞減加大。2011年油藏中部及西南部等部位由于采液強度偏大，油井見水范圍持續擴大，嚴重威脅到了油藏的穩產工作。

2.2 油藏能量保持水平低，注采井網不完善

侏羅系油藏開發實踐證明，侏羅系油藏隨著自然能量的開發，單井產量下降，需投入注水開發，有效的補充了地層能量，控制了油藏遞減。但塞261侏羅系由于注采井網不完善，油藏能量保持水平低，油藏遞減較大（見圖1），具體表現為油藏北部延93及延92井網不完善，油藏能量保持水平低，油井產降明顯，西北部延92油藏由于單井產量低加之注水井長期停注，油井采出程度低，壓力保持水平低；南部延92由于采液強度較大，注采不平衡，導致采出程度高壓力保持水平低，油藏遞減大。

圖1 塞261區歷年壓力分布圖

3 油田開發穩產技術對策

塞261區塊延9油藏呈條帶狀，邊底水發育，采取不規則井網注水開發，這就為注水開發帶來了一定的難度，同時油藏動態注水敏感性強，合理油藏生產壓差，精細注水調控、提高油藏水驅動用程度、完善注采井網是確保油藏穩產高效開發的基礎。

3.1 合理的生產壓差

油井出水前，無水原油在井筒中垂直向上流動，忽略慣性力和游離氣的影響時，其井底流壓由液柱質量、摩擦損失及井口剩余壓力三部分組成即：

油井見水后，由于井筒內流動液體相對密度的增加，流壓要上升，其關系式為：

假設油井出水前后流速變化不大，兩式相減得：

從以上理論可以得出，同一口油井見水后，井底流壓的變化，只是含水率的函數，隨油井含水率的增加而成直線遞減。因此合理生產壓差的確定，主要考慮地層壓力、流動壓力、飽和壓力和破裂壓力之間的關系。

從油藏產量與流動關系散點圖上（見圖2），可以得出塞261延9油藏的合理的流壓范圍應保持在2.5～6.0 MPa。目前延9油藏地層壓力水平分別為7.34 MPa，因此相應的生產壓差分別為1.5～5 MPa，下步需進一步合理油藏生產壓差。

圖2 塞261區延9油藏產量與流壓關系散點圖

3.2 合理平面采液強度

通過對塞261侏羅系礦場實踐研究表明：當油井有效厚度在≤9.0 m時，要保證采油速度在1.0%以上，含水上升率控制在2.5%以內，油井合理采液強度≤1.1 m3/m·d。但塞261區延9油藏自投入開發以來，油藏整體采液強度較大，導致了油井含水上升速度加快。合理平面采液強度對控制油藏含水上升、遞減加大至關重要。

2011年，共對塞261區實施合理采液強度5井次，油井含水上升的勢頭得到有效控制，降低含水上升至3.5%，效果顯著（見表1）。

3.3 提高水井射孔完善程度

為強化注水井剖面治理，2011年針對注水井射孔程度低的現狀，計劃實施注水井補孔措施4口，目前已實施3口，補孔后提高了射孔完善程度，改善了油藏水驅狀況，2口可對比井平均吸水厚度由4.80上升到8.95 m，水驅儲量控制程度由55.9%上升到100.0%，對應油井21口，與措施前相比8口油井見效，日增油量3.25 （t見表2）。

表1 靖安油田塞261區侏羅系油藏2011年合理采液強度實施效果表

表2 靖安油田塞261侏羅系油藏2011年補孔措施見效井統計表

表3 靖安油田塞261侏羅系油藏精細注采調整實施效果表

表4 靖安油田塞216侏羅系油藏補孔措施效果表

3.4 精細平面注采調整

針對塞261油藏邊底水發育，儲層物性較好，注水敏感的特點，適時合理的調整油藏注水政策，精細油藏注水，摸索出適合油藏開發的注水技術政策，有效抑制了油井含水上升速度。2011年共計對油藏平面注采調整7井次，其中強化水3井次，控制注水3井次，通過調整油井含水上升速度得到有效控制，進一步合理了油井注采關系（見表3）。

3.5 完善注采井網，補充地層能量

侏羅系油藏及時完善注采井網，補充地層能量可有效的控制油藏遞減，控制底水錐進，邊水推進，2011年通過對塞261區馮86-6井及馮50-05井的轉注，取得了明顯的效果，井組平均日增油2.0 t，補充了地層能量，有效的控制了油藏的遞減（見表4）。

4 結論和認識

（1）采液強度、采出程度和采油速度和井網不完善是導致靖安油田塞261油藏含水上升的主要因素。

（2）塞261區侏羅系油藏延9油藏的合理流壓范圍應保持在2.5～6 MPa，采液強度應保持在小于1.10 m3（/d·m）。

（3）精細平面注采調整，完善注采井網，提高地層能量；完善水井射孔程度，提高水驅動用程度，可有效控制油藏遞減，實現控水穩油的目標。

[1] 王道富、李忠興，等.鄂爾多斯盆地低滲透油氣田開發技術[M] .北京：石油工業出版社，2003.

[2] 閔琪，金貴孝，榮春龍，等.低滲透油氣田研究與實踐[M] .北京：石油工業出版社，1998.6.

[3] 陳碧玉，等.油礦地質學[M] .北京：石油工業出版社1986.8

[4] 楊華，張明祿，等.低滲透油氣田[M] .北京：石油工業出版社，2006.12.

Jing'an Oilfield Sai 261 Jurassic extension reservoir stable policy research

CAO Li，WANG Bitaon，CHEN Jianhong，MA Hongwei，YANG Min，MA Junjie（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Jing'an oilfield Sai 261 Jurassic reservoir development began in 2005,with the continuation of the development time,reservoir recovery a large degree of cut rise,as well as by control of fluvial sedimentary microfacies sand body distribution wasbanded reservoir contiguous to the reservoir stable greater difficulty,the District water flooding situation analysis,combined with the Jurassic reservoir development law,summed up the suitable areareservoir stable series of development policy to ensure that efficient development of reservoirs.

cut rising rates；production pressure；fluid production strength；injection patterns

TE357

A

1673-5285（2012）03-0043-04

2012－01-21

曹麗，女（1985-），助理工程師，2008年畢業于中國石油大學（華東）應用物理專業，從事油田開發工作。