胡307-新46 侏罗系油藏稳产技术政策研究

李彦秋

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710200）

胡尖山油田胡307-新46 区位于陕西省榆林市定边县境内，属于黄土塬地貌。地表为100～200 m 厚的黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差。地面海拔1 400～1 800 m。主要含油层系为侏罗系延安组延9、延10 油层，油藏埋深1 500～1 750 m，为弹性溶解气驱的构造-岩性油藏。油层平均有效厚度8.1 m，平均孔隙度16.1 %，平均渗透率33.4×10-3μm2，油层原始地层压力11.2 MPa。截止目前动用含油面积24.2 km2，地质储量1 427×104t，主要开发层位为延92+3、延10。

胡307-新46 区块目前共有油井334 口，开井327口，日产液2 540 m3，日产油1 430 t，单井产能4.44 t/d，综合含水32.9 %，有注水井83 口，开井78 口，日注水平1 707 m3，单井日注22 m3，月注采比0.75，累注采比0.94，地质储量采出程度5.79 %，采油速度3.66 %。胡307-新46 区2013 年油井测压显示平均地层压力为10.5 MPa，压力保持水平94.2 %，区块中部压力较高，边部井网未完善区压力较低。该区2013 年吸水剖面测试26 口，水驱动用程度65.5 %。

1 侏罗系油藏稳产技术政策研究

侏罗系油藏边底水比较发育，由于侏罗系油藏开发技术不合理，势必引起边水内移和底水上锥，导致油井含水上升。各油田开发实践证明，油田开发效果的好坏，关键是制定符合油藏本身特点的开发技术政策，因此深入研究分析井底流压、采液强度和注采比等变化在侏罗系油藏开发中的规律性，探索侏罗系油藏合理的开发技术。

图1 胡307-新46 区采液强度分级图

图2 胡307-新46 区采液强度与含水上升率散点图

1.1 合理采液强度研究

由于胡307-新46 侏罗系油藏处于开发初级阶段，考虑到后期油水界面的抬升，另外各区块采液强度偏大的井主要集中在油藏边部，不利于抑制边水的舌进和底水锥进，因此合理采液强度对于边底水油藏尤为重要。

采液强度是边底水油藏开采的重要指标，而胡307-新46 侏罗系油藏含水上升率与采液强度的散点图表明，采液强度愈大，含水上升速度愈快。当油藏采液强度大于1.6 m3/（d·m）时，含水上升率大于0，因此胡307-新46 侏罗系合理单井采液强度为1.6 m3/（d·m）按照这一原则，结合油藏平面生产动态，在尽可能不影响生产的前提下，共需要对22 口井进行产液结构调整控液生产，油量下降34 t。

1.2 合理注水强度研究

最大的注水量计算用裂缝开启的压力来最大的注水压力：

计算得最大注水强度为：Qi/h=6.31 m3/（d·m）

区块的单井配注量计算公式为：

计算得单井理论合理注水量为：Qi=26.7 m3/d，因前面分析注入水存在无效注水部分，合理注水量Qi≈0.9/0.8×26.7=30.0 m3，注水强度为3.29 m3/（d·m），小于最大注水强度（不会造成裂缝开启）。

结合理论计算设计10 种注水强度方案，从含水上升情况和累计产油量综合来看方案6（Qi/h=3.3）累计产油量最高，和前面的理论研究一致。据此区块的合理注水强度为3.3 m3/（d·m）。

图3 不同注水强度方案含水率曲线

图4 不同注水强度方案累计产油量曲线

1.3 合理注采比度研究

结合注水强度分析，注水强度为3.3 m3/（d·m），采液速度为4.97 %，则合理的注采比为1.0。

其中：q1-采液速度，104m3/mon；Bi-注采比；Δpi-开始进行预测时的总压降，MPa。

现场实际情况：新46 区西部注水井投注后，油井见效快，其中12 口井转注后液量、液面上升快，为保证区块长期稳定开发，6 月初已对5 口注水井下调配注，注采比从1.1 下降至0.9，注水强度从3.5 下降至3.1 m3/（m·d），控制效果明显。

1.4 合理流压度研究

众所周知，降低井底流动压力可以提高油井产量，但是井底流动压力的降低有一个界限。矿场试井资料表明：当流动压力降低到一定界限以后，继续降低流动压力，油井产量不但不会增加，而且还会减少，即油井有一个合理的流动压力界限，这个界限与饱和压力有关，饱和压力越低，流动压力允许降低的范围就越大。这一流压界限值称为油井的最低允许流动压力。

根据油井流入动态方程，可求得油井最低允许流动压力公式：

上式表明：影响油井最小流压的因素包括：地层压力，饱和压力，原油物理性质以及油井含水率。

将相关数据代入公式计算得各油藏的最低井底流压。又由侏罗系油藏的油井流入动态方程可以得出：侏罗系油藏合理的流压为4 MPa，因此流压范围保持在最低允许流压与4 MPa 之间比较合理。

统计安62 区块内油井流压和单井产能，从散点图上可以看出当流压大于3.5 MPa 时，单井产能基本均在区块单井产能6.0 t/d 之上。新46 区块内油井流压和单井产能，从散点图上可以看出当流压大于3.5 MPa时，单井产能基本均在区块单井产能4.0 t/d 之上。胡307 区块内油井流压和单井产能，从散点图上可以看出当流压大于3.0 MPa 时，单井产能基本均在区块单井产能4.0 t/d 之上（见图5～图7）。

1.5 油井见效规律研究

胡307-新46 侏罗系油藏平面上非均质性强，渗透率级差大（单井最大平均渗透率为96.3×10-3μm2，最小为0.11×10-3μm2，渗透率级差达875 倍），单井产量受物性控制。对于物性好的部位油井见效快，注水见效周期短，单井产量高（见效井日产液高于10 m3)；物性差的部位油井见效反应缓慢，注水见效周期长，单井产量低（低产井日产液低于5 m3），而且由于侏罗系油藏受非均质性影响较大，因此，目前各区块部分油井仍然低产低效。

图5 安62 区流压与单井日产油关系图

表1 胡307-新46 侏罗系油藏最低允许井底流动压力和压力保持水平计算表

图6 新46 区流压与单井日产油关系图

图7 胡307 区流压与单井日产油关系图

1.5.1 同步注水 安62 区为同步注水，油井平均见效周期56 天，油井见效后表现为“三升一降”即日产液、日产油、动液面上升，含水下降，该区块见效前日产液8.02 m3，日产油6.23 t，含水13.5 %，动液面1 482 m；见效后日产液9.99 m3，日产油7.72 t，含水9.7 %，动液面1 469 m。

1.5.2 滞后注水 胡307 区为滞后注水，油井平均见效周期43 天，油井见效后表现为“三升一降”：即日产液、日产油、动液面上升，含水下降，该区块见效前日产液3.11 m3，日产油3.11 t，含水22.4%，动液面1 273 m；见效后日产液6.94 m3，日产油6.99 t，含水21.9 %，动液面1 131 m。

表2 胡307-新46 侏罗系油藏合理开发技术界限表

分析表明侏罗系油藏适合同步注水。滞后注水出现地层能量亏空，注水后虽恢复至初期产量，但中间出现大的产量波动。

2 结论与认识

从开发技术政策的确定过程可以看出：合理的开发技术政策的几个指标是相互关联的，单一的指标不能决定油藏整体的开发效果，油藏合理的开发技术政策不是一成不变的，不同开发阶段都有与之相对应的一套合理政策，随着开发阶段的深入，开发技术政策要不断的进行调整，根据目前的开发动态确定了各油藏现阶段合理的开发技术政策。结果表明这些政策界限符合现阶段胡307-新46 侏罗系油藏开发需要。

［1］ 王凯，刘可，等.靖安侏罗系油藏开发规律研究［J］.石油化工应用，2009，28（1）：62-95.

［2］ 刘明汐. 靖安油田侏罗系油藏合理开发技术政策研究［D］.西安石油大学，2012.

［3］ 王可.胡151、胡307、安62 侏罗系油藏提高开发效果技术政策研究［G］.内部资料，2007.