胡尖山油田安237区延9油藏合理技术开发政策研究

胡晓雪，韩博密

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡尖山油田安237区延9油藏合理技术开发政策研究

胡晓雪，韩博密

（中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安710200）

胡尖山油田安237区块2015年规模建产，对比胡尖山同类延9油藏，安237区显示油层物性一般，通过对安237区块延9构造相似，开发政策不同油井对比发现，注水有利于安237区块整体开发，本文通过分析合理技术开发政策，详细分析了注水强度、采液强度、合理流压等，并探究下步稳产方向，为提高该井单井产能，改善区块整体开发效果提供技术支持。

合理开发政策；注水强度；采液强度；合理流压

安237区位于陕西省定边县安边镇石洞沟乡，位于胡尖山油田东部，紧邻新22区长9油藏，构造平缓，砂体稳定。安237区侏罗系油藏2015年投入开发，延9油藏已动用面积3.0 km2，地质储量180×104t。

安237区延9油藏平均砂层7.8 m，油层7.8 m，平均孔隙度18.62%，渗透率27.78 mD，含油饱和度43.29%，电阻率25.26 Ω·m，声波时差260.86 μs/m，平均钻遇油层4.2 m，油水层4.7 m。

对比胡尖山同类延9油藏，安237区显示渗透率较高，孔隙度、含油饱和度相差较均衡，砂层较薄，含油性一般（见表1）。

安237区块2015年规模建产。总井数27口，开井27口，日产油65.6 t，平均单产能2.45 t，含水52.9%；注水井总数5口，开井5口，日注水平101 m3，单井日注20 m3，月注采比0.61（见表2）。

通过不同构造位置物性及生产情况对比发现，构造高点油层物性好，油井含水低。

1 合理开发技术政策分析

1.1 注水政策分析

由于安237区块延9构造差异明显，构造位置高于75 m，目前油井含水低，油井单井产能高，构造位置低于75 m，目前油井含水高，单井产能低。故选取构造位置相似（大于75 m）油井进行分析。

通过对安237区块延9构造相似，开发政策不同油井对比发现，自然能量开发区油井递减较大，含水平稳，注水区单井产能保持平稳。

表1 胡尖山油田延9油藏物性对比表

表2 安237区延9油层不同构造位置物性对比表

通过标定递减对比分析，安237区块延9油藏注水区开发效果较自然能量开发效果好，注水见效后（第3个月开始注水），注水区递减明显小于自然开发区（见图1）。

图1 安237区块延9油藏不同开发政策拉齐月度标定递减对比图

1.2 注水强度分析

胡307区块初期平均日注水量27 m3，注水强度3.7 m3/m·d，区块综合含水由31.2%下降到30.3%，安237区延9层初期平均日注水量27 m3，注水强度3.4 m3/m·d，综合含水由55.7%上升到56.1%，2016年2月控制注水强度，综合含水由56.1%下降到52.9%；分析认为，安237区块延9层较胡307区块渗透率高，含油性低，不宜高强度注水。

根据不同注采强度、采液强度、含水将油井分区分析（见表3）。

表3 安237区延9油藏高含水区与低含水区油层物性对比表

高含水区油层物性差，注水强度高，油井见效差－局部加强注水，物性差区域高含水油井维持现状；低含水区油层物性好，注水强度低，油井见效－温和注水。

选取构造位置相似（大于75 m）油井进行分析：通过井组生产情况对比，注水强度在1.5 m3/m·d时开发效果较好，对应油井见效，递减降低，含水下降明显。

中部低含水区，油层物性好，建议注水强度控制在1.5 m3/m·d，边部高含水区油层物性差，注水强度控制在3.0 m3/m·d。

1.3 采液强度分析

安237区块延9油藏含水上升，产量递减大的另一个重要原因就是局部采液强度过大，投产初期平均采液强度1.5 m3/m·d，最大采液强度达4.8 m3/m·d。采液强度过大，导致近井地带地层压力释放快，造成油井在很短的时间内大幅递减。由于近井地带地层压力释放快及高强度的注水，破坏了地层原有渗流体系，导致油井含水上升。

根据安237侏罗系油藏含水上升速度与采液强度的散点图表明，当油藏采液强度大于2.0 m3/m·d时，含水上升速度>10%井较多，因此结合安237区实际生产情况，合理单井采液强度为1.0 m3/m·d～2.0 m3/m·d。结合油藏平面生产动态，2016年1月对5口井实施控采，目前控采油井动态平稳，整体含水呈下降趋势。

典型井安36-102：油层物性差，对应水井注水强度2.63 m3/m·d，井组注采比0.6，初期采液强度3.0 m3/m·d，导致含水由71%上升到100%。

2016年1月控采，目前采液强度1.4 m3/m·d，含水呈下降趋势。

1.4 合理流压分析

根据安237区块油井的流压与单井产能的关系作图，按理论曲线画出趋势线，找出产量最大点，对应流压即为合理流压。通过图版法，从趋势曲线发现该区流压保持在3.0 MPa左右，开发效果较好（见图2）。

图2 安237区油井单井产能与流压关系图

2 结论及认识

（1）安237区块延9油藏注水可以有效减缓油井递减，但注水强度不宜过大，中部低含水区注水强度建议控制在1.5 m3/m·d，整体温和注水，边部高含水区注水强度控制在3.0 m3/m·d，局部加强注水。

（2）安237区块延9油藏投产初期局部采液强度偏大导致油井含水上升，合理单井采液强度建议控制在1.3 m3/m·d以下。

（3）安237区块合理流压控制在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