河流相侏羅系層狀與底水油藏高效開發技術研究

2014-12-24 03:34:04王文剛賀彤彤別勇杰劉俊剛

石油化工應用 2014年3期

王文剛，賀彤彤，蘭慶，別勇杰，劉俊剛

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳旗侏羅系自2010 年以來陸續建成塞517、新240、新263、灣72-69 等15 個區塊，截至目前共動用含油面積17.61 km2，地質儲量1 029.98×104t，動用可采儲量232.64×104t。目前油藏開油井321 口，平均日產液1 459 t，平均日產油689 t，綜合含水54.0 %；開注水井70 口，注水量1 072 m3/d，月注采比0.63，累積注采比0.24；地質儲量采油速度2.39%，采出程度7.46%，累計產油量76.84×104t。

1 開發中存在的問題

1.1 層狀油藏地層能量低，油藏遞減較大

新290-29、旗108-99 等層狀油藏，砂體厚度＜7.6 m，屬于彈性弱水壓驅動，地層能量較低，如：灣平1 井測試壓力4 MPa，壓力保持水平僅為41.7 %。油井投產滿4 個月，液面下降趨勢顯著，隨之油藏遞減加劇（見圖1）。

1.2 底水油藏油井采液強度偏大，含水上升快

吳旗侏羅系目前共有開發區塊15 個，具有油藏規模小，局部邊底水發育，部分油層厚度薄的特征，采液強度大易引起含水上升，目前底水發育油井開井220口，平均油層厚度6 m，底水厚度9.3 m，因受新248 等底水油藏部分油井采液強度偏大，含水上升，綜合含水由去年12 月的51.4 %上升到54.0 %。目前新248、新237、新293、塞550 等油藏17 口油井目前采液強度偏大，含水呈上升趨勢（見表1）。

1.3 井網不完善，自然能量開發區域流壓下降明顯

圖1 吳旗侏羅系層狀油藏投產滿一年井時間拉齊生產曲線（22 口）

表1 吳起侏羅系邊底水油藏合理開發技術政策表

油藏井網不完善，自然能量開發區域，流壓下降明顯，油井供液狀況逐漸變差，油藏遞減增加，穩產形勢嚴峻。如新240 延10 油藏北部、中部井網不完善，流壓由去年的5.61 下降到3.98 MPa，油井功圖顯示供液不足程度加劇，液面持續下降，例如：吳264-24 井液面由965 上升到1 062 上升到1 138 m，日產量由5.41 下降到2.41 t。

2 高效開發技術研究

2.1 合理注采井網的確定

式中：n-井網系數，代表單元內的總井數；T-相對總井數。

用長慶油田已開發同類油田實際采液指數與吸水指數比值計算結果，最優井網系數n 為9，即最佳井網形式為反九點，但由于延9、延10 油藏具有油砂體較小，油層縱橫向變化大的特點，很難形成正規的面積注水井網，故吳旗侏羅系延9、延10 油藏井網形式采用不規則三角形注采井網。

同時根據采收率與井網密度的關系，進行投入產出分析，計算得延9、延10 合理井距為250～300 m。綜上所述，侏羅系油藏延9、延10 合理井距為250～300 m，井網形式為不規則三角形井網。

2.2 儲層初期改造技術

2.2.1 層狀油藏層狀油藏儲層物性相對較好，孔隙度一般15.5 %～17.0 %，滲透率10.1～55.0×10-3μm2。早期常規水基泥漿鉆井，由于有泥餅對儲層的保護，油井普遍有初產。目前普遍采用水基聚合物泥漿鉆井，不能形成泥餅。由于缺少泥餅對固井水泥漿的阻隔作用，從而造成固井液對近井地帶儲層的污染較嚴重，這也是近年來侏羅系油井大多數無初產的主要原因。對于這類油井射孔時要降液面，增產措施普遍選用小強度壓裂解堵。例如：旗108-99 油藏，谷61-93 等2 口井采取復合射孔+爆燃技術，初產僅為1.08 t/d ，后對薛58-55等2 口井調整為小強度壓裂改造投產，初期單井產能提升到4.14 t/d（見表2）。

2.2.2 底水油藏對于侏羅系邊底水油藏，按油層與底水之間的接觸關系分為三類：Ⅰ類是油層與水層直接接觸；Ⅱ類是油層與水層之間為薄泥巖夾層或致密砂巖；這些夾層對底水的錐進有一定的屏蔽作用；Ⅲ類是油層與水層之間為較好隔層（＞2 m）。

底水油藏普遍表現為厚油層-厚底水或薄油層-厚底水等兩種油水接觸模式，孔滲物性相對較好，孔隙度一般17.0 %～18.3 %，滲透率96.6～355.4×10-3μm2。

對于厚油層-厚底水接觸模式油井，在齊油層頂射孔的同時，可適當增加射開程度；若初產不出時，可考慮小規模酸化解堵或小規模壓裂改造。例如，對新240厚油層-厚底水油藏，油井采取小規模壓裂改造投產，初產達到5.58 t/d。

對于薄油層-厚底水接觸模式油井，必須嚴格齊頂射孔，且射開程度要適當控制；通過負壓超深透射孔等手段爭取有初產；若無初產可爆燃、擠土酸解堵，施工過程注意嚴格控制藥量或排量。例如新263 延10 油藏，吳315-42 等2 口井采取小型壓裂措施投產，因改造強度過大，壓穿底水無初產，隨后對新293 薄油層-厚底水油藏調整為爆燃技術改造，初產達到3.33 t/d（見表3）。

表2 旗108-99 延9 油藏改造規模統計表

表3 吳旗侏羅系邊底水油藏儲層改造政策執行標準

2.3 合理注水時機及注水技術政策的確定

2.3.1 合理注水時機的確定

（1）層狀油藏：層狀油藏邊底水不發育，屬彈性弱水壓驅動，地層能量較弱，隨著油藏的累計采出增多，地層虧空明顯，導致油藏遞減加劇，因此，應及時實施注水開發，分析認為注水時機應采取同步注水或注水滯后3 個月以內。例如：新290-29 油藏北部新投區，灣83-60 井初期注水壓力為0 MPa，說明地層能量較低，需實施同步注水開發，及時補充地層能量；另外通過圖1，油井投產滿4 個月后液面下降趨勢顯著，隨之油藏遞減加劇，鑒于吳旗侏羅系注水見效周期為3 個月左右，因此建議該類情況的層狀油藏注水滯后3 個月以內。

（2）邊底水油藏：邊底水油藏能量可用每采出1 %的地質儲量的壓降值和無因次彈性產量比值以及水油體積比來評價。

利用物質平衡方程推出無因次彈性產量比：

另外根據邊底水油藏能量評價文獻資料，按水油體積比把邊底水油藏分為：活躍型水體（水油體積比大于100）；比較活躍型水體（水油體積比10～100）；不活躍型水體（水油體積比小于10）。

再根據油藏水油體積比確定不同的開發方式：活躍型水體油藏主要依靠自然能量開發；比較活躍型水體油藏初期采用天然能量開發，至油藏壓力下降到原始地層壓力80 %左右轉入注水開發；不活躍型水體油藏主要依靠注水開發。

根據水驅油藏物質平衡理論，計算吳旗油田塞517等侏羅系油藏水油體積比小于10，屬于不活躍型水體，隨著累積采出量增多，地層能量下降明顯，應采用注水開發，注水時機為滯后6 個月以內。

實例：塞517 延9 油藏，投產8 個月后液量持續下降，月度平均遞減達到3.9 %，隨后轉注2 口井，因地層累積虧空量達到3.32×104m3，轉注前3 個月水井注水壓力為0 MPa，隨后上調配注及時補充地層能量，轉注后第3 個月油藏月度遞減降至0.5 %，油藏遞減得到有效控制，分析認為該油藏注水時機應注水滯后6個月以內（見圖2）。

對于比較活躍型水體的侏羅系油藏，初期采用天然能量開發，油藏穩產形勢較好，借鑒長慶該類油藏開發經驗，當油藏壓力下降至原始地層壓力80 %左右轉入注水開發。例如，新263 油藏目前壓力保持水平為91.3 %，地層能量較高，仍采取自然能量開發，油藏月度遞減0.30 %，開發形勢較好，后面根據油藏開發情況，適時轉入注水開發。

通過合理注水時機的確定，及時完善注采井網，實施注水開發，補充地層能量，改善油藏開發效果。2013年共計轉注29 井次，其中28 口油井見效，單井日增油0.51 t，累計增油4 179 t（見表4）。

2.3.2 合理注采比的確定根據注采比公式：

圖2 塞517 延10 油藏生產曲線

表4 吳旗侏羅系2013 年轉注效果統計表

通過注采比計算及結合實際開發動態分析，吳旗侏羅系延9 油藏合理注采比為1.0～1.1，延10 油藏合理注采比為0.8～1.0。2013 年實施注采調整17 井次，對應16 口井見效，單井日增油0.31 t，累計增油1 273 t。

2.3.3 合理的注水技術政策

（1）層狀油藏：儲層砂體平面分布不均，且平面非均質性強，注水開發易形成注入水單向突進，造成油井水淹，應采取溫和注水，但鑒于目前層狀油藏地層壓力較低，需強化注水補充地層能量。因此，該類油藏注水開發技術政策為：水驅主向受效井實施控液生產，同時實施“平衡注水、點弱面強”的注水政策，及時動態分析，油水井雙向調控。這類油藏開發較好的主要有旗108-99、新290-29 延9 油藏。例如新290-29 油藏地層壓力低，強化注水6 井次，油藏遞減得到有效遏制，月度遞減由3.17 %下降到0.28 %。

（2）邊底水油藏：該類油藏因邊底水發育，水動力較強，邊水推進、底水錐進引起油井水淹是該類油藏開發的主要矛盾。該類油藏開發技術政策應該界定為：油井實施控液生產的同時，執行“整體溫和，內強外弱”的注水政策，防止邊水的推進造成油藏邊部油井水淹。

實例：新240 延10 油藏中部，對吳268-30 等4 口邊部高含水井實施控液生產的同時，對油藏內部吳269-30、吳271-32 兩口水井實施強化注水，注水4 個月后，吳268-30 等4 口井含水下降，平均單井日增油1.34 t，累計增油1 184 t。

2.4 控水穩油技術

2.4.1 確定合理井底流壓、生產壓差

（1）合理的井底流壓：眾所周知，降低井底流動壓力可以提高油井產量，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，繼續降低流動壓力，油井產量不但不會增加，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。

根據油井流入動態方程，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，原油物理性質以及油井含水率。

將相關數據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方程可以得出：侏羅系油藏合理的流壓為4.0 MPa。通過對吳旗侏羅系油井實際礦場統計，從井底流壓與單井產量關系圖（見圖3，圖4），可以看出井底流壓保持在3.5～4.5 MPa 左右時，油井單井產能較高。

圖3 吳旗侏羅系油藏流壓與單井產量關系圖

圖4 吳旗侏羅系油藏流壓與單井產量關系圖

（2）合理的生產壓差：通過礦場統計，吳旗侏羅系合理生產壓差在4.1～4.9 MPa，油井含水上升幅度較小。例如新263 延10 油藏，從生產壓差與含水上升率關系圖可以看出（見圖5），當生產壓差小于4.5 MPa時，油井含水上升幅度較小，當生產壓差增大時，油井含水上升幅度明顯增大。因此，新263 區合理生產壓差為4.5 MPa。

圖5 吳旗侏羅系采液強度與含水上升率散點圖

2.4.2 單井的合理采液強度對于侏羅系邊底水油藏，采液強度不僅是生產壓差的大小反應，又是油井開采狀況的綜合結果，同時也是邊底水油藏開采的重要指標。采液強度偏大易引起油藏邊水的舌進和底水錐進，造成油井含水上升，增大油藏遞減，因此，合理采液強度對于邊底水油藏尤為重要。

通過吳旗侏羅系油藏各區塊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。假設按照目前的年產油量不變，若要保證含水上升率≤2.0 %，則吳旗侏羅系油藏單井合理采液強度應保持在0.8 m3/d·m～1.15 m3/d·m。2013 年共計實施調參控液生產31 井次，其中14 口井見效，綜合含水下降5.2%，累計增油264 t。

2.5 “三小一低”解堵技術

2.5.1 油藏堵塞機理分析總結侏羅系油藏在鉆探、開發過程中，油層污染主要有：（1）多層系合采，地層水近井筒附近結垢；（2）開發過程中由于采液速度過快，地層松散天然粉砂和粘土、蠟質成分在近井地帶沉淀造成堵塞；（3）措施液、修井液以及其它不配伍的地層水等外來液體的侵入，與本層地層水反應后，生成沉淀，堵塞地層。

2.5.2 低產井治理技術根據吳旗侏羅系延9 延10儲層孔滲性能相對較好，高強度儲層改造易造成底水上錐或注入水突進等。因此，對吳旗侏羅系油藏平面上采液分布不均衡的低產油井，采取“三小一低”措施方式均衡平面上采液狀況，確保油田持續穩定、高效開發。

對于侏羅系邊底水油藏，在措施的實施過程中，針對油井所處的部位，油層厚度及油層與底水的接觸關系，選擇適合油藏特點的措施方式和規模以及相應的工藝技術，使的措施效果得到較好的發揮，而盡量避免連通底水。結合堵塞機理，慎重選井，選井原則為：一是油井應處于油藏內部，避免人工裂縫與邊水溝通；二是油層剩余有效厚度在7 m 以上，且構造位置比較高，以防底水上竄。

針對堵塞嚴重或隔夾層發育、厚度大，物性差用酸化、低洗措施無效或措施效果較差的油井，通常采用壓裂解堵技術。但壓裂解堵改造強度較大，通常易與底水溝通，為此在總結邊底水油藏開發經驗的基礎上，摸索出了侏羅系邊底水油藏“三小一低”壓裂解堵技術（見表5），并及時排液，減小了壓竄底水的可能和對地層的損害。

實例：2013 年共實施“三小一低”解堵16 井次，單井日增油1.91 t，累計增油3 980 t。例如：吳238-15 井初期日液量10.79 m3，日產油9.64 t，含水10.7 %，隨著開發地層松散的天然粉砂和粘土、蠟質成分在近井地帶沉淀堵塞地層，日液量降至不足1 m3，隨后最該井實施小型壓裂措施解堵，液量提升至4.6 m3，日增油2.26 t，實施效果較好（見圖6）。