高 曦，王文剛，周欣玉，王繼文，姚 征，馬宏強(qiáng)，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

PY侏羅系邊底水油藏穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)研究

高 曦，王文剛，周欣玉，王繼文，姚 征，馬宏強(qiáng)，楊偉華

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

PY侏羅系邊底水油藏因油藏發(fā)育規(guī)模小，邊水內(nèi)推、底水錐進(jìn)、注入水單向突進(jìn)，造成油井含水上升矛盾日益突出，井筒狀況不斷惡化，原有井網(wǎng)對儲量的控制能力下降。本文通過總結(jié)分析PY侏羅系油藏開發(fā)中面臨的難點(diǎn)，對油藏含水上升原因進(jìn)行了分析和總結(jié)，并通過精細(xì)注采調(diào)整、低產(chǎn)井治理及剩余油挖潛，實(shí)現(xiàn)油藏控水穩(wěn)油及提高采收率的目的。

侏羅系；采收率；控水穩(wěn)油

PY侏羅系邊底水油藏構(gòu)造復(fù)雜多樣，區(qū)內(nèi)小型鼻狀隆起等微構(gòu)造發(fā)育，油藏具有“小而肥”的特點(diǎn)，即：規(guī)模小，儲量豐度高，單井產(chǎn)量高。主要開發(fā)層位為延6～延10層，目前具備年產(chǎn)13萬噸的生產(chǎn)能力。隨著開發(fā)時(shí)間的延長，油井含水上升矛盾日益突出，井筒狀況不斷惡化，原有井網(wǎng)對儲量的控制能力下降，因此，對PY侏羅系邊底水油藏開發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行優(yōu)化是必要的。

1 油藏概況

PY侏羅系位于盆地西緣天環(huán)凹陷，緊鄰西緣逆沖帶，區(qū)內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜多樣，斷裂裂縫，小型鼻狀隆起等微構(gòu)造發(fā)育，斷層發(fā)育區(qū)導(dǎo)致局部井網(wǎng)失控。主力含油層系延6～延10層，油藏類型主要為侏羅系河流相層狀邊底水油藏，埋深2 050 m。PY侏羅系邊底水油藏自2007年起采用不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)，大致經(jīng)歷了自然能量開發(fā)、籠統(tǒng)注水、分注、開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化等開發(fā)階段，整體開發(fā)形勢較好。

2 油藏開發(fā)矛盾

2.1 油藏邊底水發(fā)育，油井含水上升矛盾突出

PY侏羅系油藏邊底水發(fā)育，一方面可以確保油藏能量供給，另一方面，隨采出程度的增加，邊底水油藏油水界面逐漸抬升，油層有效厚度變薄，加之油藏整體采液速度大于水侵速度，供采不平衡[1，2]，壓降增大，底水上錐和邊水內(nèi)推加速，見水井18口，其中見注入水井1口，見地層水井13口，套破井4口；改造強(qiáng)度偏大導(dǎo)致見水井以Y25區(qū)酸化導(dǎo)致溝通底水為主，采液強(qiáng)度大導(dǎo)致油井見水以Y25加密區(qū)、Y46區(qū)油井為主，套破井主要是 Y33油藏Y33井、M11-9井、Y34油藏Y34井和Y38油藏的Y38井。

2.2 層間矛盾突出，剖面吸水差異大

PY侏羅系邊底水油藏儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率級差大，分層注水井單層不吸水、尖峰狀吸水比例高，均勻吸水比例僅46.7%，層間矛盾導(dǎo)致油井見水問題突出，制約開發(fā)效果（見圖1）。

2.3 高產(chǎn)井堵塞頻繁，影響油井產(chǎn)能

近年來，PY侏羅系油藏油井堵塞頻次5井次/年，平均影響產(chǎn)能4.8 t/d。2016年侏羅系油藏6口高產(chǎn)井地層堵塞，對比2015年12月液量下降31.3 m3，損失油量11.5 t，影響老井標(biāo)定自然遞減2.5%（見圖2）。

2.4 斷層發(fā)育、油井套破造成儲量失控

PY油田2007年開發(fā)以來，受套管腐蝕套破影響，單井產(chǎn)能損失大，加之區(qū)塊構(gòu)造復(fù)雜，斷層發(fā)育，井控能力下降，造成儲量失控，制約了油藏開發(fā)效果。2016年Y33井套破后含水上升，影響油量5 t/d。Y34區(qū)斷層發(fā)育，導(dǎo)致儲量失控。

圖1 M22-73井孔隙度、滲透率柱狀圖

圖2 PY侏羅系歷年堵塞井統(tǒng)計(jì)柱狀圖

3 油藏穩(wěn)產(chǎn)研究

通過轉(zhuǎn)化PY侏羅系邊底水油藏精描成果，深化油藏地質(zhì)和開發(fā)矛盾再認(rèn)識，制定有針對性的開發(fā)調(diào)整對策，實(shí)現(xiàn)老油田控水穩(wěn)油、高效開發(fā)[3]。

3.1 PY侏羅系邊水油藏邊水內(nèi)推突破時(shí)間的確定

PY侏羅系邊水驅(qū)油藏主要為延9油藏，分布于Y34區(qū)及Y23區(qū)邊部，依據(jù)油井與邊水的接觸關(guān)系，分為Ⅰ線（與邊水直接接觸）、Ⅱ線（與邊水距離較遠(yuǎn)）、Ⅲ線井（位于構(gòu)造高部位）。利用數(shù)值模擬法，結(jié)合邊水油藏Ⅰ線井實(shí)際生產(chǎn)情況，來判斷邊水的內(nèi)推速度。

通過對Ⅰ線井實(shí)際生產(chǎn)情況進(jìn)行礦場統(tǒng)計(jì)得出邊水內(nèi)推突破時(shí)間為892 d～930 d，從而得出PY侏羅系油藏邊水內(nèi)推突破時(shí)間為900 d左右。

3.2 PY侏羅系底水油藏底水錐進(jìn)機(jī)理及油水界面抬升速度研究

PY侏羅系底水驅(qū)油藏主要為延7、延8、延10油藏，依據(jù)油井與底水的接觸關(guān)系，分為Ⅰ類（與底水直接接觸）、Ⅱ類（與底水有薄夾層）、Ⅲ類（與底水不接觸）。

為研究油水界面抬升速度，選取同一油藏加密井、擴(kuò)邊油井與油藏初期投產(chǎn)井進(jìn)行對比：Y25油藏2009年初期投產(chǎn)井M8井油水界面為-483.72 m，2016年擴(kuò)邊井M9井油水界面為-480.11 m，油藏油水界面7年里抬升3.61 m，抬升速度為0.48 m/a。

其次，通過老井補(bǔ)孔改層判定油水界面變化：Y23油藏M3井2009年延81層油水界面為-481.34 m，而2016年8月補(bǔ)孔M1井延81層時(shí)，見地層水，補(bǔ)孔M2井延81層見油，對應(yīng)油水界面為-478.81 m，由此判斷出2009-2016年，該區(qū)延81層油水界面抬升了2.53 m，抬升速度為0.36 m/a。

3.3 PY侏羅系邊底水油藏生產(chǎn)壓差的確定

以生產(chǎn)壓差為自變量，含水上升率為因變量，把不同生產(chǎn)井同一含水階段的數(shù)據(jù)點(diǎn)放在同一坐標(biāo)系內(nèi)進(jìn)行回歸分析，以研究兩者間的相互關(guān)系，量化合理生產(chǎn)壓差[4，5]。通過不用含水階段油井含水上升率與壓差散點(diǎn)圖可以看出（見圖3）。

當(dāng)油井含水率≤35%時(shí)，此階段油井含水上升率與壓差相關(guān)式為：

當(dāng)壓差＜5 MPa時(shí)，含水上升率隨壓差的增大而減??；當(dāng)壓差≥5 MPa時(shí)，含水上升率隨壓差的增大而增大；壓差過大或過小均不利于控制油井含水上升率，因此考慮產(chǎn)能的需要，此階段合理的壓差為5 MPa，該階段主要是通過控制采油速度來延長油井低含水開發(fā)時(shí)間，當(dāng)油井含水率在35%～80%時(shí)，此階段油井含水上升率與壓差相關(guān)式為：fw=2.395 9ln（Δp）-5.267。

圖3 PY侏羅系邊底水油藏不用含水階段油井含水上升率與生產(chǎn)壓差散點(diǎn)圖

當(dāng)壓差＜7.5 MPa時(shí),含水上升率與壓差無明顯的相關(guān)性；當(dāng)壓差≥7.5 MPa時(shí),含水上升率隨壓差的增大而增大；此階段是提高采收率的重要時(shí)期，應(yīng)使壓差平穩(wěn)在7.5 MPa。目前PY侏羅系邊底水油藏正處于此階段，控制壓差能有效保持油藏穩(wěn)定開發(fā)。

當(dāng)油井含水率＞80%時(shí)，此階段油井含水上升率與壓差相關(guān)式為：

當(dāng)壓差＜9.5 MPa時(shí),含水上升率隨壓差的增大而減小；當(dāng)壓差≥9.5 MPa時(shí),含水上升率隨壓差的增大而增大；壓差過大或過小均不利于控制油井含水上升率。此階段可以通過實(shí)施三次采油試驗(yàn)提高最終采收率。

3.4 PY侏羅系邊底水油藏采液強(qiáng)度的研究

邊底水油藏邊水推進(jìn)、底水錐進(jìn)導(dǎo)致油井含水上升主要受采液強(qiáng)度的影響，因此合理采液強(qiáng)度對于油藏穩(wěn)產(chǎn)至關(guān)重要。通過數(shù)理統(tǒng)計(jì)，含水上升速度按≤1.5，Ⅲ線井合理采液強(qiáng)度應(yīng)在1.8 m3/（d·m）以內(nèi)；Ⅱ線井合理采液強(qiáng)度應(yīng)在1.2 m3/（d·m）以內(nèi)；Ⅰ線井合理采液強(qiáng)度應(yīng)在0.7 m3/（d·m）以內(nèi)。2015-2016年共計(jì)實(shí)施調(diào)參控液生產(chǎn)23口，16口井見效，綜合含水下降4.2個(gè)百分點(diǎn)。其中，2016年演146油藏控液生產(chǎn)9口，6口井見效，綜合含水下降3.6個(gè)百分點(diǎn)，目前整體含水上升趨勢得到有效遏制。

3.5 PY侏羅系邊底水油藏注水技術(shù)政策優(yōu)化

PY侏羅系邊底水油藏注水調(diào)整以“提高平面水驅(qū)波及面積及提高剖面水驅(qū)動用”為目的，依托動態(tài)監(jiān)測資料和油水井動態(tài)，實(shí)施以強(qiáng)化注水、溫和注水、不穩(wěn)定注水為主的精細(xì)注水調(diào)整，以油井轉(zhuǎn)注為主的完善注采井網(wǎng)；以選擇性增注、高滲層堵水為主的剖面綜合治理，以優(yōu)化調(diào)配周期、精細(xì)小層配注為主的精細(xì)分層注水。

3.5.1 合理注采比的確定 分別利用數(shù)值模擬法與礦場統(tǒng)計(jì)法對PY侏羅系邊底水油藏不同層系注采比進(jìn)行優(yōu)化，PY侏羅系邊底水油藏注采比整體保持在0.7左右，針對邊底水能量較弱的延7油藏合理注采比為0.7，延8油藏合理注采比為0.5，延9油藏合理注采比為0.7?？梢源_保油藏有穩(wěn)定的壓力保持水平及較高的單井產(chǎn)能。

3.5.2 合理注水強(qiáng)度的確定 分別利用數(shù)值模擬法與礦場統(tǒng)計(jì)法對PY侏羅系邊底水油藏不同層系注水強(qiáng)度進(jìn)行優(yōu)化，從注水強(qiáng)度和含水變化幅度散點(diǎn)圖得出，邊底水油藏注水強(qiáng)度在2.0 m3/（d·m）以下，油井含水上升幅度相對較??；注水強(qiáng)度大于2.0 m3/（d·m），油井含水上升幅度較大。

以Y25區(qū)M27注水井組為例，M27井注水強(qiáng)度為2.3 m3/（d·m）時(shí)，對應(yīng)油井M17井含水上升明顯，下調(diào)配注后對應(yīng)油井含水下降，動態(tài)響應(yīng)明顯（見圖4）。綜上，PY侏羅系邊底水油藏注水強(qiáng)度在1.4 m3/（d·m）～2.0 m3/（d·m），水驅(qū)推進(jìn)速率較為合理，油井含水上升速度較小。

3.6 PY侏羅系邊底水油藏措施增產(chǎn)研究

近年來，PY侏羅系邊底水油藏油井堵塞頻繁，油井動態(tài)特征主要表現(xiàn)為“液量快速下降，含水基本不變”，通過對堵塞井垢樣進(jìn)行分析發(fā)現(xiàn)堵塞物以“碳酸鹽”無機(jī)垢為主，油井堵塞周期為8～10個(gè)月。

圖4 M27井組注采反應(yīng)曲線

3.6.1 油井堵塞機(jī)理研究 堵塞機(jī)理：

（1）油井礦物組成含有易膨脹的高嶺石，其膨脹后釋放到流體中，在流體中運(yùn)移并沉積在孔隙表面，導(dǎo)致地層滲透率下降。

（2）油井水型為碳酸氫鈉，HCO3-易與巖石中的陽離子形成穩(wěn)定的碳酸鹽沉淀物，附著在孔隙表面，導(dǎo)致滲透率下降。

（3）油井采液速度過快，松散天然粉砂和黏土、蠟質(zhì)成分在近井地帶沉淀造成堵塞。

（4）油井低注采比、低流壓導(dǎo)致儲層礦物碎屑在近井地帶沉淀造成堵塞。

3.6.2 堵塞井治理 深入剖析油藏堵塞機(jī)理，結(jié)合PY侏羅系邊底水油藏油井油層特點(diǎn)，采用小規(guī)模壓裂解堵及低密度洗井，可有效改善堵塞油井近井地帶孔滲性，提高單井產(chǎn)能。但油藏邊部井、套管質(zhì)量差和懷疑管外串的井盡量避免措施。2014-2016年累計(jì)實(shí)施小型壓裂解堵28井次，單井日增油3.11 t，累計(jì)增油3.124×104t。2016年組織低密度洗井8井次，其中M68等4口井效果明顯，平均單井日增油＞4 t，M73等2口井增油大于1 t/d，與常規(guī)壓裂相比，低密度洗井在占井時(shí)間以及措施成本上均占有優(yōu)勢。

3.6.3 低產(chǎn)井治理 PY侏羅系邊底水油藏油井低產(chǎn)低效主要表現(xiàn)為：（1）儲層物性差高含水；（2）措施強(qiáng)度大導(dǎo)致油井水淹。PY侏羅系存在高阻天然水淹油藏的現(xiàn)象，如延4＋5、延7油藏電阻較高，有錄井顯示，但見水井較多，該類井含鹽較低，導(dǎo)致電阻相對高，根據(jù)礦化度曲線SP進(jìn)一步識別油水層，措施成功率增加，見油井電阻形態(tài)多呈凸形，見水井呈凹形，根據(jù)該點(diǎn)認(rèn)識對潛力層實(shí)施補(bǔ)孔13井次，當(dāng)年累計(jì)增油5 835 t，目前補(bǔ)孔井日增油31 t，補(bǔ)孔措施效果明顯。

3.7 PY侏羅系邊底水油藏提高采收率研究

3.7.1 剩余油富集研究 剩余油分布規(guī)律研究是老油田調(diào)整挖潛的重要內(nèi)容，深入研究了水驅(qū)油規(guī)律和剩余油分布規(guī)律，為下步油藏調(diào)整和增產(chǎn)挖潛提供依據(jù)。通過數(shù)值模擬研究，對于PY地區(qū)油田剩余油的分布規(guī)律主要有以下的認(rèn)識：

（1）油藏邊部剩余油分布比較分散，采出程度較高，潛力相對較低；

（2）油藏中部剩余油以井間剩余油分布為主；

（3）油藏高部位水淹程度較低，剩余油較為富集，具有一定潛力；

（4）部分區(qū)塊儲量失控、油井水淹、套破、層內(nèi)有隔夾層等情況造成剩余油富集情況，采取加密擴(kuò)邊、側(cè)鉆更新挖潛剩余油，提高采收率。

2015年4月在MP1加密2口井動用剩余油，目前單井日產(chǎn)能力6.83 t，含水穩(wěn)定在25%以內(nèi)，累計(jì)增產(chǎn)6 219 t；2016年6月在Y25區(qū)擴(kuò)邊3口井，目前單井日產(chǎn)能3.64 t，累計(jì)增產(chǎn)2 150 t。

3.7.2 油井轉(zhuǎn)注、注水井轉(zhuǎn)采提高采收率 通過精細(xì)小層對比研究，部分井組“有采無注”和“有注無采”問題突出，2013-2016年實(shí)施油水井補(bǔ)孔7井次，停注無效注水小層3井次，轉(zhuǎn)注6井次，完善注采關(guān)系。其中，水井轉(zhuǎn)采1口，單井日增油0.75 t；注水井補(bǔ)孔3口，見效12口，日增油0.46 t；停注無效注水層5口，停注區(qū)綜合含水由56.5%下降到54.0%。

3.7.3 MD分子膜驅(qū)油攻關(guān) 針對井組較小的孔道和巖石壁面剩余油豐富，2016年開展MD分子膜驅(qū)油試驗(yàn)2井次（M2、M8）。注入段塞采用“階梯型”段塞結(jié)構(gòu)的注入方式，分3個(gè)連續(xù)的段塞，注入周期30 d（見圖5）。

通過實(shí)施MD分子膜驅(qū)油，注水井油壓上升，由注入前的7.0 MPa上升到施工后的8.5 MPa。從井組遞減情況來看，自8月底試驗(yàn)結(jié)束后，前5個(gè)月月度遞減較試驗(yàn)前明顯降低，由8月的11.3%下降到-1.9%，持續(xù)生產(chǎn)到第5個(gè)月后，遞減開始逐步增大。通過井組油井見效時(shí)間對比，河道主向油井見效時(shí)間早，有效期較長，河道側(cè)向見效時(shí)間段或不見效。

圖5 M2井組動態(tài)跟蹤曲線

4 結(jié)論與認(rèn)識

（1）嚴(yán)格執(zhí)行邊底水油藏開發(fā)技術(shù)政策是PY邊底水油藏控水穩(wěn)油的關(guān)鍵。近年的開發(fā)過程中，總體執(zhí)行情況良好，但部分井仍有生產(chǎn)壓差、采液強(qiáng)度仍需進(jìn)一步優(yōu)化。

（2）通過對PY侏羅系邊水油藏邊水內(nèi)推突破時(shí)間及底水錐進(jìn)機(jī)理及油水界面抬升速度研究，制定油井合理的生產(chǎn)壓差、采液強(qiáng)度，減緩油井含水上升幅度，當(dāng)Ⅰ線井≤0.7 m3/（d·m），Ⅱ線井≤1.2 m3/（d·m），Ⅲ線井≤1.8 m3/（d·m），含水上升幅度較小。合理注采比為0.5～0.7；合理注水強(qiáng)度為1.4 m3/（d·m）～2.0 m3/（d·m）。

（3）PY侏羅系低產(chǎn)低效井主要通過小型壓裂、低密度洗井、補(bǔ)孔改層等主體改造技術(shù)提高單井產(chǎn)能。

（4）剩余油預(yù)測與挖潛技術(shù)可有效挖潛剩余油，通過實(shí)施加密調(diào)整及注采井網(wǎng)完善可有效提高油藏最終采收率。

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TE327

A

1673-5285（2017）10-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.012

2017-09-26

高曦，男（1988-），2012年7月畢業(yè)于西安科技大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，工學(xué)學(xué)士，現(xiàn)為第九采油廠地質(zhì)研究所技術(shù)員。