胡曉雪，韓博密

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安237區(qū)延9油藏合理技術(shù)開發(fā)政策研究

胡曉雪，韓博密

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安710200）

胡尖山油田安237區(qū)塊2015年規(guī)模建產(chǎn)，對比胡尖山同類延9油藏，安237區(qū)顯示油層物性一般，通過對安237區(qū)塊延9構(gòu)造相似，開發(fā)政策不同油井對比發(fā)現(xiàn)，注水有利于安237區(qū)塊整體開發(fā)，本文通過分析合理技術(shù)開發(fā)政策，詳細(xì)分析了注水強(qiáng)度、采液強(qiáng)度、合理流壓等，并探究下步穩(wěn)產(chǎn)方向，為提高該井單井產(chǎn)能，改善區(qū)塊整體開發(fā)效果提供技術(shù)支持。

合理開發(fā)政策；注水強(qiáng)度；采液強(qiáng)度；合理流壓

安237區(qū)位于陜西省定邊縣安邊鎮(zhèn)石洞溝鄉(xiāng)，位于胡尖山油田東部，緊鄰新22區(qū)長9油藏，構(gòu)造平緩，砂體穩(wěn)定。安237區(qū)侏羅系油藏2015年投入開發(fā)，延9油藏已動用面積3.0 km2，地質(zhì)儲量180×104t。

安237區(qū)延9油藏平均砂層7.8 m，油層7.8 m，平均孔隙度18.62%，滲透率27.78 mD，含油飽和度43.29%，電阻率25.26 Ω·m，聲波時差260.86 μs/m，平均鉆遇油層4.2 m，油水層4.7 m。

對比胡尖山同類延9油藏，安237區(qū)顯示滲透率較高，孔隙度、含油飽和度相差較均衡，砂層較薄，含油性一般（見表1）。

安237區(qū)塊2015年規(guī)模建產(chǎn)?？偩?dāng)?shù)27口，開井27口，日產(chǎn)油65.6 t，平均單產(chǎn)能2.45 t，含水52.9%；注水井總數(shù)5口，開井5口，日注水平101 m3，單井日注20 m3，月注采比0.61（見表2）。

通過不同構(gòu)造位置物性及生產(chǎn)情況對比發(fā)現(xiàn)，構(gòu)造高點(diǎn)油層物性好，油井含水低。

1 合理開發(fā)技術(shù)政策分析

1.1 注水政策分析

由于安237區(qū)塊延9構(gòu)造差異明顯，構(gòu)造位置高于75 m，目前油井含水低，油井單井產(chǎn)能高，構(gòu)造位置低于75 m，目前油井含水高，單井產(chǎn)能低。故選取構(gòu)造位置相似（大于75 m）油井進(jìn)行分析。

通過對安237區(qū)塊延9構(gòu)造相似，開發(fā)政策不同油井對比發(fā)現(xiàn)，自然能量開發(fā)區(qū)油井遞減較大，含水平穩(wěn)，注水區(qū)單井產(chǎn)能保持平穩(wěn)。

表1 胡尖山油田延9油藏物性對比表

表2 安237區(qū)延9油層不同構(gòu)造位置物性對比表

通過標(biāo)定遞減對比分析，安237區(qū)塊延9油藏注水區(qū)開發(fā)效果較自然能量開發(fā)效果好，注水見效后（第3個月開始注水），注水區(qū)遞減明顯小于自然開發(fā)區(qū)（見圖1）。

圖1 安237區(qū)塊延9油藏不同開發(fā)政策拉齊月度標(biāo)定遞減對比圖

1.2 注水強(qiáng)度分析

胡307區(qū)塊初期平均日注水量27 m3，注水強(qiáng)度3.7 m3/m·d，區(qū)塊綜合含水由31.2%下降到30.3%，安237區(qū)延9層初期平均日注水量27 m3，注水強(qiáng)度3.4 m3/m·d，綜合含水由55.7%上升到56.1%，2016年2月控制注水強(qiáng)度，綜合含水由56.1%下降到52.9%；分析認(rèn)為，安237區(qū)塊延9層較胡307區(qū)塊滲透率高，含油性低，不宜高強(qiáng)度注水。

根據(jù)不同注采強(qiáng)度、采液強(qiáng)度、含水將油井分區(qū)分析（見表3）。

表3 安237區(qū)延9油藏高含水區(qū)與低含水區(qū)油層物性對比表

高含水區(qū)油層物性差，注水強(qiáng)度高，油井見效差－局部加強(qiáng)注水，物性差區(qū)域高含水油井維持現(xiàn)狀；低含水區(qū)油層物性好，注水強(qiáng)度低，油井見效－溫和注水。

選取構(gòu)造位置相似（大于75 m）油井進(jìn)行分析：通過井組生產(chǎn)情況對比，注水強(qiáng)度在1.5 m3/m·d時開發(fā)效果較好，對應(yīng)油井見效，遞減降低，含水下降明顯。

中部低含水區(qū)，油層物性好，建議注水強(qiáng)度控制在1.5 m3/m·d，邊部高含水區(qū)油層物性差，注水強(qiáng)度控制在3.0 m3/m·d。

1.3 采液強(qiáng)度分析

安237區(qū)塊延9油藏含水上升，產(chǎn)量遞減大的另一個重要原因就是局部采液強(qiáng)度過大，投產(chǎn)初期平均采液強(qiáng)度1.5 m3/m·d，最大采液強(qiáng)度達(dá)4.8 m3/m·d。采液強(qiáng)度過大，導(dǎo)致近井地帶地層壓力釋放快，造成油井在很短的時間內(nèi)大幅遞減。由于近井地帶地層壓力釋放快及高強(qiáng)度的注水，破壞了地層原有滲流體系，導(dǎo)致油井含水上升。

根據(jù)安237侏羅系油藏含水上升速度與采液強(qiáng)度的散點(diǎn)圖表明，當(dāng)油藏采液強(qiáng)度大于2.0 m3/m·d時，含水上升速度>10%井較多，因此結(jié)合安237區(qū)實際生產(chǎn)情況，合理單井采液強(qiáng)度為1.0 m3/m·d～2.0 m3/m·d。結(jié)合油藏平面生產(chǎn)動態(tài)，2016年1月對5口井實施控采，目前控采油井動態(tài)平穩(wěn)，整體含水呈下降趨勢。

典型井安36-102：油層物性差，對應(yīng)水井注水強(qiáng)度2.63 m3/m·d，井組注采比0.6，初期采液強(qiáng)度3.0 m3/m·d，導(dǎo)致含水由71%上升到100%。

2016年1月控采，目前采液強(qiáng)度1.4 m3/m·d，含水呈下降趨勢。

1.4 合理流壓分析

根據(jù)安237區(qū)塊油井的流壓與單井產(chǎn)能的關(guān)系作圖，按理論曲線畫出趨勢線，找出產(chǎn)量最大點(diǎn)，對應(yīng)流壓即為合理流壓。通過圖版法，從趨勢曲線發(fā)現(xiàn)該區(qū)流壓保持在3.0 MPa左右，開發(fā)效果較好（見圖2）。

圖2 安237區(qū)油井單井產(chǎn)能與流壓關(guān)系圖

2 結(jié)論及認(rèn)識

（1）安237區(qū)塊延9油藏注水可以有效減緩油井遞減，但注水強(qiáng)度不宜過大，中部低含水區(qū)注水強(qiáng)度建議控制在1.5 m3/m·d，整體溫和注水，邊部高含水區(qū)注水強(qiáng)度控制在3.0 m3/m·d，局部加強(qiáng)注水。

（2）安237區(qū)塊延9油藏投產(chǎn)初期局部采液強(qiáng)度偏大導(dǎo)致油井含水上升，合理單井采液強(qiáng)度建議控制在1.3 m3/m·d以下。

（3）安237區(qū)塊合理流壓控制在3.0 MPa。

TE357.62

A

1673-5285（2016）12-0039-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.010

2016－08-15

2016－10-10