PY侏罗系边底水油藏稳产技术研究

高 曦，王文刚，周欣玉，王继文，姚 征，马宏强，杨伟华

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

PY侏罗系边底水油藏稳产技术研究

高 曦，王文刚，周欣玉，王继文，姚 征，马宏强，杨伟华

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

PY侏罗系边底水油藏因油藏发育规模小，边水内推、底水锥进、注入水单向突进，造成油井含水上升矛盾日益突出，井筒状况不断恶化，原有井网对储量的控制能力下降。本文通过总结分析PY侏罗系油藏开发中面临的难点，对油藏含水上升原因进行了分析和总结，并通过精细注采调整、低产井治理及剩余油挖潜，实现油藏控水稳油及提高采收率的目的。

侏罗系；采收率；控水稳油

PY侏罗系边底水油藏构造复杂多样，区内小型鼻状隆起等微构造发育，油藏具有“小而肥”的特点，即：规模小，储量丰度高，单井产量高。主要开发层位为延6～延10层，目前具备年产13万吨的生产能力。随着开发时间的延长，油井含水上升矛盾日益突出，井筒状况不断恶化，原有井网对储量的控制能力下降，因此，对PY侏罗系边底水油藏开发技术政策进行优化是必要的。

1 油藏概况

PY侏罗系位于盆地西缘天环凹陷，紧邻西缘逆冲带，区内构造复杂多样，断裂裂缝，小型鼻状隆起等微构造发育，断层发育区导致局部井网失控。主力含油层系延6～延10层，油藏类型主要为侏罗系河流相层状边底水油藏，埋深2 050 m。PY侏罗系边底水油藏自2007年起采用不规则井网开发，大致经历了自然能量开发、笼统注水、分注、开发技术政策优化等开发阶段，整体开发形势较好。

2 油藏开发矛盾

2.1 油藏边底水发育，油井含水上升矛盾突出

PY侏罗系油藏边底水发育，一方面可以确保油藏能量供给，另一方面，随采出程度的增加，边底水油藏油水界面逐渐抬升，油层有效厚度变薄，加之油藏整体采液速度大于水侵速度，供采不平衡[1，2]，压降增大，底水上锥和边水内推加速，见水井18口，其中见注入水井1口，见地层水井13口，套破井4口；改造强度偏大导致见水井以Y25区酸化导致沟通底水为主，采液强度大导致油井见水以Y25加密区、Y46区油井为主，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 层间矛盾突出，剖面吸水差异大

PY侏罗系边底水油藏储层非均质性强，渗透率级差大，分层注水井单层不吸水、尖峰状吸水比例高，均匀吸水比例仅46.7%，层间矛盾导致油井见水问题突出，制约开发效果（见图1）。

2.3 高产井堵塞频繁，影响油井产能

近年来，PY侏罗系油藏油井堵塞频次5井次/年，平均影响产能4.8 t/d。2016年侏罗系油藏6口高产井地层堵塞，对比2015年12月液量下降31.3 m3，损失油量11.5 t，影响老井标定自然递减2.5%（见图2）。

2.4 断层发育、油井套破造成储量失控

PY油田2007年开发以来，受套管腐蚀套破影响，单井产能损失大，加之区块构造复杂，断层发育，井控能力下降，造成储量失控，制约了油藏开发效果。2016年Y33井套破后含水上升，影响油量5 t/d。Y34区断层发育，导致储量失控。

图1 M22-73井孔隙度、渗透率柱状图

图2 PY侏罗系历年堵塞井统计柱状图

3 油藏稳产研究

通过转化PY侏罗系边底水油藏精描成果，深化油藏地质和开发矛盾再认识，制定有针对性的开发调整对策，实现老油田控水稳油、高效开发[3]。

3.1 PY侏罗系边水油藏边水内推突破时间的确定

PY侏罗系边水驱油藏主要为延9油藏，分布于Y34区及Y23区边部，依据油井与边水的接触关系，分为Ⅰ线（与边水直接接触）、Ⅱ线（与边水距离较远）、Ⅲ线井（位于构造高部位）。利用数值模拟法，结合边水油藏Ⅰ线井实际生产情况，来判断边水的内推速度。

通过对Ⅰ线井实际生产情况进行矿场统计得出边水内推突破时间为892 d～930 d，从而得出PY侏罗系油藏边水内推突破时间为900 d左右。

3.2 PY侏罗系底水油藏底水锥进机理及油水界面抬升速度研究

PY侏罗系底水驱油藏主要为延7、延8、延10油藏，依据油井与底水的接触关系，分为Ⅰ类（与底水直接接触）、Ⅱ类（与底水有薄夹层）、Ⅲ类（与底水不接触）。

为研究油水界面抬升速度，选取同一油藏加密井、扩边油井与油藏初期投产井进行对比：Y25油藏2009年初期投产井M8井油水界面为-483.72 m，2016年扩边井M9井油水界面为-480.11 m，油藏油水界面7年里抬升3.61 m，抬升速度为0.48 m/a。

其次，通过老井补孔改层判定油水界面变化：Y23油藏M3井2009年延81层油水界面为-481.34 m，而2016年8月补孔M1井延81层时，见地层水，补孔M2井延81层见油，对应油水界面为-478.81 m，由此判断出2009-2016年，该区延81层油水界面抬升了2.53 m，抬升速度为0.36 m/a。

3.3 PY侏罗系边底水油藏生产压差的确定

以生产压差为自变量，含水上升率为因变量，把不同生产井同一含水阶段的数据点放在同一坐标系内进行回归分析，以研究两者间的相互关系，量化合理生产压差[4，5]。通过不用含水阶段油井含水上升率与压差散点图可以看出（见图3）。

当油井含水率≤35%时，此阶段油井含水上升率与压差相关式为：

当压差＜5 MPa时，含水上升率随压差的增大而减小；当压差≥5 MPa时，含水上升率随压差的增大而增大；压差过大或过小均不利于控制油井含水上升率，因此考虑产能的需要，此阶段合理的压差为5 MPa，该阶段主要是通过控制采油速度来延长油井低含水开发时间，当油井含水率在35%～80%时，此阶段油井含水上升率与压差相关式为：fw=2.395 9ln（Δp）-5.267。

图3 PY侏罗系边底水油藏不用含水阶段油井含水上升率与生产压差散点图

当压差＜7.5 MPa时,含水上升率与压差无明显的相关性；当压差≥7.5 MPa时,含水上升率随压差的增大而增大；此阶段是提高采收率的重要时期，应使压差平稳在7.5 MPa。目前PY侏罗系边底水油藏正处于此阶段，控制压差能有效保持油藏稳定开发。

当油井含水率＞80%时，此阶段油井含水上升率与压差相关式为：

当压差＜9.5 MPa时,含水上升率随压差的增大而减小；当压差≥9.5 MPa时,含水上升率随压差的增大而增大；压差过大或过小均不利于控制油井含水上升率。此阶段可以通过实施三次采油试验提高最终采收率。

3.4 PY侏罗系边底水油藏采液强度的研究

边底水油藏边水推进、底水锥进导致油井含水上升主要受采液强度的影响，因此合理采液强度对于油藏稳产至关重要。通过数理统计，含水上升速度按≤1.5，Ⅲ线井合理采液强度应在1.8 m3/（d·m）以内；Ⅱ线井合理采液强度应在1.2 m3/（d·m）以内；Ⅰ线井合理采液强度应在0.7 m3/（d·m）以内。2015-2016年共计实施调参控液生产23口，16口井见效，综合含水下降4.2个百分点。其中，2016年演146油藏控液生产9口，6口井见效，综合含水下降3.6个百分点，目前整体含水上升趋势得到有效遏制。

3.5 PY侏罗系边底水油藏注水技术政策优化

PY侏罗系边底水油藏注水调整以“提高平面水驱波及面积及提高剖面水驱动用”为目的，依托动态监测资料和油水井动态，实施以强化注水、温和注水、不稳定注水为主的精细注水调整，以油井转注为主的完善注采井网；以选择性增注、高渗层堵水为主的剖面综合治理，以优化调配周期、精细小层配注为主的精细分层注水。

3.5.1 合理注采比的确定 分别利用数值模拟法与矿场统计法对PY侏罗系边底水油藏不同层系注采比进行优化，PY侏罗系边底水油藏注采比整体保持在0.7左右，针对边底水能量较弱的延7油藏合理注采比为0.7，延8油藏合理注采比为0.5，延9油藏合理注采比为0.7。可以确保油藏有稳定的压力保持水平及较高的单井产能。

3.5.2 合理注水强度的确定 分别利用数值模拟法与矿场统计法对PY侏罗系边底水油藏不同层系注水强度进行优化，从注水强度和含水变化幅度散点图得出，边底水油藏注水强度在2.0 m3/（d·m）以下，油井含水上升幅度相对较小；注水强度大于2.0 m3/（d·m），油井含水上升幅度较大。

以Y25区M27注水井组为例，M27井注水强度为2.3 m3/（d·m）时，对应油井M17井含水上升明显，下调配注后对应油井含水下降，动态响应明显（见图4）。综上，PY侏罗系边底水油藏注水强度在1.4 m3/（d·m）～2.0 m3/（d·m），水驱推进速率较为合理，油井含水上升速度较小。

3.6 PY侏罗系边底水油藏措施增产研究

近年来，PY侏罗系边底水油藏油井堵塞频繁，油井动态特征主要表现为“液量快速下降，含水基本不变”，通过对堵塞井垢样进行分析发现堵塞物以“碳酸盐”无机垢为主，油井堵塞周期为8～10个月。

图4 M27井组注采反应曲线

3.6.1 油井堵塞机理研究 堵塞机理：

（1）油井矿物组成含有易膨胀的高岭石，其膨胀后释放到流体中，在流体中运移并沉积在孔隙表面，导致地层渗透率下降。

（2）油井水型为碳酸氢钠，HCO3-易与岩石中的阳离子形成稳定的碳酸盐沉淀物，附着在孔隙表面，导致渗透率下降。

（3）油井采液速度过快，松散天然粉砂和黏土、蜡质成分在近井地带沉淀造成堵塞。

（4）油井低注采比、低流压导致储层矿物碎屑在近井地带沉淀造成堵塞。

3.6.2 堵塞井治理 深入剖析油藏堵塞机理，结合PY侏罗系边底水油藏油井油层特点，采用小规模压裂解堵及低密度洗井，可有效改善堵塞油井近井地带孔渗性，提高单井产能。但油藏边部井、套管质量差和怀疑管外串的井尽量避免措施。2014-2016年累计实施小型压裂解堵28井次，单井日增油3.11 t，累计增油3.124×104t。2016年组织低密度洗井8井次，其中M68等4口井效果明显，平均单井日增油＞4 t，M73等2口井增油大于1 t/d，与常规压裂相比，低密度洗井在占井时间以及措施成本上均占有优势。

3.6.3 低产井治理 PY侏罗系边底水油藏油井低产低效主要表现为：（1）储层物性差高含水；（2）措施强度大导致油井水淹。PY侏罗系存在高阻天然水淹油藏的现象，如延4＋5、延7油藏电阻较高，有录井显示，但见水井较多，该类井含盐较低，导致电阻相对高，根据矿化度曲线SP进一步识别油水层，措施成功率增加，见油井电阻形态多呈凸形，见水井呈凹形，根据该点认识对潜力层实施补孔13井次，当年累计增油5 835 t，目前补孔井日增油31 t，补孔措施效果明显。

3.7 PY侏罗系边底水油藏提高采收率研究

3.7.1 剩余油富集研究 剩余油分布规律研究是老油田调整挖潜的重要内容，深入研究了水驱油规律和剩余油分布规律，为下步油藏调整和增产挖潜提供依据。通过数值模拟研究，对于PY地区油田剩余油的分布规律主要有以下的认识：

（1）油藏边部剩余油分布比较分散，采出程度较高，潜力相对较低；

（2）油藏中部剩余油以井间剩余油分布为主；

（3）油藏高部位水淹程度较低，剩余油较为富集，具有一定潜力；

（4）部分区块储量失控、油井水淹、套破、层内有隔夹层等情况造成剩余油富集情况，采取加密扩边、侧钻更新挖潜剩余油，提高采收率。

2015年4月在MP1加密2口井动用剩余油，目前单井日产能力6.83 t，含水稳定在25%以内，累计增产6 219 t；2016年6月在Y25区扩边3口井，目前单井日产能3.64 t，累计增产2 150 t。

3.7.2 油井转注、注水井转采提高采收率 通过精细小层对比研究，部分井组“有采无注”和“有注无采”问题突出，2013-2016年实施油水井补孔7井次，停注无效注水小层3井次，转注6井次，完善注采关系。其中，水井转采1口，单井日增油0.75 t；注水井补孔3口，见效12口，日增油0.46 t；停注无效注水层5口，停注区综合含水由56.5%下降到54.0%。

3.7.3 MD分子膜驱油攻关 针对井组较小的孔道和岩石壁面剩余油丰富，2016年开展MD分子膜驱油试验2井次（M2、M8）。注入段塞采用“阶梯型”段塞结构的注入方式，分3个连续的段塞，注入周期30 d（见图5）。

通过实施MD分子膜驱油，注水井油压上升，由注入前的7.0 MPa上升到施工后的8.5 MPa。从井组递减情况来看，自8月底试验结束后，前5个月月度递减较试验前明显降低，由8月的11.3%下降到-1.9%，持续生产到第5个月后，递减开始逐步增大。通过井组油井见效时间对比，河道主向油井见效时间早，有效期较长，河道侧向见效时间段或不见效。

图5 M2井组动态跟踪曲线

4 结论与认识

（1）严格执行边底水油藏开发技术政策是PY边底水油藏控水稳油的关键。近年的开发过程中，总体执行情况良好，但部分井仍有生产压差、采液强度仍需进一步优化。

（2）通过对PY侏罗系边水油藏边水内推突破时间及底水锥进机理及油水界面抬升速度研究，制定油井合理的生产压差、采液强度，减缓油井含水上升幅度，当Ⅰ线井≤0.7 m3/（d·m），Ⅱ线井≤1.2 m3/（d·m），Ⅲ线井≤1.8 m3/（d·m），含水上升幅度较小。合理注采比为0.5～0.7；合理注水强度为1.4 m3/（d·m）～2.0 m3/（d·m）。

（3）PY侏罗系低产低效井主要通过小型压裂、低密度洗井、补孔改层等主体改造技术提高单井产能。

（4）剩余油预测与挖潜技术可有效挖潜剩余油，通过实施加密调整及注采井网完善可有效提高油藏最终采收率。

［1］金勇，唐建东，等.边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用［J］.石油学报，2003，（1）：68-72+77.

［2］庞子俊，等.陕甘宁盆地小型边底水砂岩油田开发研究［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［3］张荣军.靖安油田陕92区油藏特征及稳产技术研究［J］.产业与科技论坛，2013，12（12）：92-94.

［4］谢吉兵.侏罗系边底水油藏中高含水期合理开发技术政策界定及效果［J］.石油化工应用，2009，28（1）：66-70.

［5］刘晓彦.盘古梁地区侏罗系油藏稳产技术研究［J］.石油化工应用，2008，27（6）：60-62.

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月毕业于西安科技大学资源勘查工程专业，工学学士，现为第九采油厂地质研究所技术员。