王文剛，賀彤彤，蘭 慶，別勇杰，劉俊剛

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

吳旗侏羅系自2010 年以來陸續(xù)建成塞517、新240、新263、灣72-69 等15 個區(qū)塊，截至目前共動用含油面積17.61 km2，地質(zhì)儲量1 029.98×104t，動用可采儲量232.64×104t。目前油藏開油井321 口，平均日產(chǎn)液1 459 t，平均日產(chǎn)油689 t，綜合含水54.0 %；開注水井70 口，注水量1 072 m3/d，月注采比0.63，累積注采比0.24；地質(zhì)儲量采油速度2.39%，采出程度7.46%，累計產(chǎn)油量76.84×104t。

1 開發(fā)中存在的問題

1.1 層狀油藏地層能量低，油藏遞減較大

新290-29、旗108-99 等層狀油藏，砂體厚度＜7.6 m，屬于彈性弱水壓驅(qū)動，地層能量較低，如：灣平1 井測試壓力4 MPa，壓力保持水平僅為41.7 %。油井投產(chǎn)滿4 個月，液面下降趨勢顯著，隨之油藏遞減加?。ㄒ妶D1）。

1.2 底水油藏油井采液強度偏大，含水上升快

吳旗侏羅系目前共有開發(fā)區(qū)塊15 個，具有油藏規(guī)模小，局部邊底水發(fā)育，部分油層厚度薄的特征，采液強度大易引起含水上升，目前底水發(fā)育油井開井220口，平均油層厚度6 m，底水厚度9.3 m，因受新248 等底水油藏部分油井采液強度偏大，含水上升，綜合含水由去年12 月的51.4 %上升到54.0 %。目前新248、新237、新293、塞550 等油藏17 口油井目前采液強度偏大，含水呈上升趨勢（見表1）。

1.3 井網(wǎng)不完善，自然能量開發(fā)區(qū)域流壓下降明顯

圖1 吳旗侏羅系層狀油藏投產(chǎn)滿一年井時間拉齊生產(chǎn)曲線（22 口）

表1 吳起侏羅系邊底水油藏合理開發(fā)技術(shù)政策表

油藏井網(wǎng)不完善，自然能量開發(fā)區(qū)域，流壓下降明顯，油井供液狀況逐漸變差，油藏遞減增加，穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻。如新240 延10 油藏北部、中部井網(wǎng)不完善，流壓由去年的5.61 下降到3.98 MPa，油井功圖顯示供液不足程度加劇，液面持續(xù)下降，例如：吳264-24 井液面由965 上升到1 062 上升到1 138 m，日產(chǎn)量由5.41 下降到2.41 t。

2 高效開發(fā)技術(shù)研究

2.1 合理注采井網(wǎng)的確定

式中：n-井網(wǎng)系數(shù)，代表單元內(nèi)的總井?dāng)?shù)；T-相對總井?dāng)?shù)。

用長慶油田已開發(fā)同類油田實際采液指數(shù)與吸水指數(shù)比值計算結(jié)果，最優(yōu)井網(wǎng)系數(shù)n 為9，即最佳井網(wǎng)形式為反九點，但由于延9、延10 油藏具有油砂體較小，油層縱橫向變化大的特點，很難形成正規(guī)的面積注水井網(wǎng)，故吳旗侏羅系延9、延10 油藏井網(wǎng)形式采用不規(guī)則三角形注采井網(wǎng)。

同時根據(jù)采收率與井網(wǎng)密度的關(guān)系，進行投入產(chǎn)出分析，計算得延9、延10 合理井距為250～300 m。綜上所述，侏羅系油藏延9、延10 合理井距為250～300 m，井網(wǎng)形式為不規(guī)則三角形井網(wǎng)。

2.2 儲層初期改造技術(shù)

2.2.1 層狀油藏 層狀油藏儲層物性相對較好，孔隙度一般15.5 %～17.0 %，滲透率10.1～55.0×10-3μm2。早期常規(guī)水基泥漿鉆井，由于有泥餅對儲層的保護，油井普遍有初產(chǎn)。目前普遍采用水基聚合物泥漿鉆井，不能形成泥餅。由于缺少泥餅對固井水泥漿的阻隔作用，從而造成固井液對近井地帶儲層的污染較嚴重，這也是近年來侏羅系油井大多數(shù)無初產(chǎn)的主要原因。對于這類油井射孔時要降液面，增產(chǎn)措施普遍選用小強度壓裂解堵。例如：旗108-99 油藏，谷61-93 等2 口井采取復(fù)合射孔+爆燃技術(shù)，初產(chǎn)僅為1.08 t/d ，后對薛58-55等2 口井調(diào)整為小強度壓裂改造投產(chǎn)，初期單井產(chǎn)能提升到4.14 t/d（見表2）。

2.2.2 底水油藏 對于侏羅系邊底水油藏，按油層與底水之間的接觸關(guān)系分為三類：Ⅰ類是油層與水層直接接觸；Ⅱ類是油層與水層之間為薄泥巖夾層或致密砂巖；這些夾層對底水的錐進有一定的屏蔽作用；Ⅲ類是油層與水層之間為較好隔層（＞2 m）。

底水油藏普遍表現(xiàn)為厚油層-厚底水或薄油層-厚底水等兩種油水接觸模式，孔滲物性相對較好，孔隙度一般17.0 %～18.3 %，滲透率96.6～355.4×10-3μm2。

對于厚油層-厚底水接觸模式油井，在齊油層頂射孔的同時，可適當(dāng)增加射開程度；若初產(chǎn)不出時，可考慮小規(guī)模酸化解堵或小規(guī)模壓裂改造。例如，對新240厚油層-厚底水油藏，油井采取小規(guī)模壓裂改造投產(chǎn)，初產(chǎn)達到5.58 t/d。

對于薄油層-厚底水接觸模式油井，必須嚴格齊頂射孔，且射開程度要適當(dāng)控制；通過負壓超深透射孔等手段爭取有初產(chǎn)；若無初產(chǎn)可爆燃、擠土酸解堵，施工過程注意嚴格控制藥量或排量。例如新263 延10 油藏，吳315-42 等2 口井采取小型壓裂措施投產(chǎn)，因改造強度過大，壓穿底水無初產(chǎn)，隨后對新293 薄油層-厚底水油藏調(diào)整為爆燃技術(shù)改造，初產(chǎn)達到3.33 t/d（見表3）。

表2 旗108-99 延9 油藏改造規(guī)模統(tǒng)計表

表3 吳旗侏羅系邊底水油藏儲層改造政策執(zhí)行標準

2.3 合理注水時機及注水技術(shù)政策的確定

2.3.1 合理注水時機的確定

（1）層狀油藏：層狀油藏邊底水不發(fā)育，屬彈性弱水壓驅(qū)動，地層能量較弱，隨著油藏的累計采出增多，地層虧空明顯，導(dǎo)致油藏遞減加劇，因此，應(yīng)及時實施注水開發(fā)，分析認為注水時機應(yīng)采取同步注水或注水滯后3 個月以內(nèi)。例如：新290-29 油藏北部新投區(qū)，灣83-60 井初期注水壓力為0 MPa，說明地層能量較低，需實施同步注水開發(fā)，及時補充地層能量；另外通過圖1，油井投產(chǎn)滿4 個月后液面下降趨勢顯著，隨之油藏遞減加劇，鑒于吳旗侏羅系注水見效周期為3 個月左右，因此建議該類情況的層狀油藏注水滯后3 個月以內(nèi)。

（2）邊底水油藏：邊底水油藏能量可用每采出1 %的地質(zhì)儲量的壓降值和無因次彈性產(chǎn)量比值以及水油體積比來評價。

利用物質(zhì)平衡方程推出無因次彈性產(chǎn)量比：

另外根據(jù)邊底水油藏能量評價文獻資料，按水油體積比把邊底水油藏分為：活躍型水體（水油體積比大于100）；比較活躍型水體（水油體積比10～100）；不活躍型水體（水油體積比小于10）。

再根據(jù)油藏水油體積比確定不同的開發(fā)方式：活躍型水體油藏主要依靠自然能量開發(fā)；比較活躍型水體油藏初期采用天然能量開發(fā)，至油藏壓力下降到原始地層壓力80 %左右轉(zhuǎn)入注水開發(fā)；不活躍型水體油藏主要依靠注水開發(fā)。

根據(jù)水驅(qū)油藏物質(zhì)平衡理論，計算吳旗油田塞517等侏羅系油藏水油體積比小于10，屬于不活躍型水體，隨著累積采出量增多，地層能量下降明顯，應(yīng)采用注水開發(fā)，注水時機為滯后6 個月以內(nèi)。

實例：塞517 延9 油藏，投產(chǎn)8 個月后液量持續(xù)下降，月度平均遞減達到3.9 %，隨后轉(zhuǎn)注2 口井，因地層累積虧空量達到3.32×104m3，轉(zhuǎn)注前3 個月水井注水壓力為0 MPa，隨后上調(diào)配注及時補充地層能量，轉(zhuǎn)注后第3 個月油藏月度遞減降至0.5 %，油藏遞減得到有效控制，分析認為該油藏注水時機應(yīng)注水滯后6個月以內(nèi)（見圖2）。

對于比較活躍型水體的侏羅系油藏，初期采用天然能量開發(fā)，油藏穩(wěn)產(chǎn)形勢較好，借鑒長慶該類油藏開發(fā)經(jīng)驗，當(dāng)油藏壓力下降至原始地層壓力80 %左右轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。例如，新263 油藏目前壓力保持水平為91.3 %，地層能量較高，仍采取自然能量開發(fā)，油藏月度遞減0.30 %，開發(fā)形勢較好，后面根據(jù)油藏開發(fā)情況，適時轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。

通過合理注水時機的確定，及時完善注采井網(wǎng)，實施注水開發(fā)，補充地層能量，改善油藏開發(fā)效果。2013年共計轉(zhuǎn)注29 井次，其中28 口油井見效，單井日增油0.51 t，累計增油4 179 t（見表4）。

2.3.2 合理注采比的確定 根據(jù)注采比公式：

圖2 塞517 延10 油藏生產(chǎn)曲線

表4 吳旗侏羅系2013 年轉(zhuǎn)注效果統(tǒng)計表

通過注采比計算及結(jié)合實際開發(fā)動態(tài)分析，吳旗侏羅系延9 油藏合理注采比為1.0～1.1，延10 油藏合理注采比為0.8～1.0。2013 年實施注采調(diào)整17 井次，對應(yīng)16 口井見效，單井日增油0.31 t，累計增油1 273 t。

2.3.3 合理的注水技術(shù)政策

（1）層狀油藏：儲層砂體平面分布不均，且平面非均質(zhì)性強，注水開發(fā)易形成注入水單向突進，造成油井水淹，應(yīng)采取溫和注水，但鑒于目前層狀油藏地層壓力較低，需強化注水補充地層能量。因此，該類油藏注水開發(fā)技術(shù)政策為：水驅(qū)主向受效井實施控液生產(chǎn)，同時實施“平衡注水、點弱面強”的注水政策，及時動態(tài)分析，油水井雙向調(diào)控。這類油藏開發(fā)較好的主要有旗108-99、新290-29 延9 油藏。例如新290-29 油藏地層壓力低，強化注水6 井次，油藏遞減得到有效遏制，月度遞減由3.17 %下降到0.28 %。

（2）邊底水油藏：該類油藏因邊底水發(fā)育，水動力較強，邊水推進、底水錐進引起油井水淹是該類油藏開發(fā)的主要矛盾。該類油藏開發(fā)技術(shù)政策應(yīng)該界定為：油井實施控液生產(chǎn)的同時，執(zhí)行“整體溫和，內(nèi)強外弱”的注水政策，防止邊水的推進造成油藏邊部油井水淹。

實例：新240 延10 油藏中部，對吳268-30 等4 口邊部高含水井實施控液生產(chǎn)的同時，對油藏內(nèi)部吳269-30、吳271-32 兩口水井實施強化注水，注水4 個月后，吳268-30 等4 口井含水下降，平均單井日增油1.34 t，累計增油1 184 t。

2.4 控水穩(wěn)油技術(shù)

2.4.1 確定合理井底流壓、生產(chǎn)壓差

（1）合理的井底流壓：眾所周知，降低井底流動壓力可以提高油井產(chǎn)量，但是井底流動壓力的降低有一個界限。礦場試井資料表明：當(dāng)流動壓力降低到一定界限以后，繼續(xù)降低流動壓力，油井產(chǎn)量不但不會增加，而且還會減少，即油井有一個合理的流動壓力界限，這個界限與飽和壓力有關(guān)，飽和壓力越低，流動壓力允許降低的范圍就越大。這一流壓界限值稱為油井的最低允許流動壓力。

根據(jù)油井流入動態(tài)方程，可求得油井最低允許流動壓力公式：

上式表明：影響油井最小流壓的因素包括：地層壓力，飽和壓力，原油物理性質(zhì)以及油井含水率。

將相關(guān)數(shù)據(jù)代入公式計算得各油藏的最低井底流壓。又由侏羅系油藏的油井流入動態(tài)方程可以得出：侏羅系油藏合理的流壓為4.0 MPa。通過對吳旗侏羅系油井實際礦場統(tǒng)計，從井底流壓與單井產(chǎn)量關(guān)系圖（見圖3，圖4），可以看出井底流壓保持在3.5～4.5 MPa 左右時，油井單井產(chǎn)能較高。

圖3 吳旗侏羅系油藏流壓與單井產(chǎn)量關(guān)系圖

圖4 吳旗侏羅系油藏流壓與單井產(chǎn)量關(guān)系圖

（2）合理的生產(chǎn)壓差：通過礦場統(tǒng)計，吳旗侏羅系合理生產(chǎn)壓差在4.1～4.9 MPa，油井含水上升幅度較小。例如新263 延10 油藏，從生產(chǎn)壓差與含水上升率關(guān)系圖可以看出（見圖5），當(dāng)生產(chǎn)壓差小于4.5 MPa時，油井含水上升幅度較小，當(dāng)生產(chǎn)壓差增大時，油井含水上升幅度明顯增大。因此，新263 區(qū)合理生產(chǎn)壓差為4.5 MPa。

圖5 吳旗侏羅系采液強度與含水上升率散點圖

2.4.2 單井的合理采液強度 對于侏羅系邊底水油藏，采液強度不僅是生產(chǎn)壓差的大小反應(yīng)，又是油井開采狀況的綜合結(jié)果，同時也是邊底水油藏開采的重要指標。采液強度偏大易引起油藏邊水的舌進和底水錐進，造成油井含水上升，增大油藏遞減，因此，合理采液強度對于邊底水油藏尤為重要。

通過吳旗侏羅系油藏各區(qū)塊含水上升率與采液強度的散點圖表明，采液強度愈大，含水上升速度愈快。假設(shè)按照目前的年產(chǎn)油量不變，若要保證含水上升率≤2.0 %，則吳旗侏羅系油藏單井合理采液強度應(yīng)保持在0.8 m3/d·m～1.15 m3/d·m。2013 年共計實施調(diào)參控液生產(chǎn)31 井次，其中14 口井見效，綜合含水下降5.2%，累計增油264 t。

2.5 “三小一低”解堵技術(shù)

2.5.1 油藏堵塞機理 分析總結(jié)侏羅系油藏在鉆探、開發(fā)過程中，油層污染主要有：（1）多層系合采，地層水近井筒附近結(jié)垢；（2）開發(fā)過程中由于采液速度過快，地層松散天然粉砂和粘土、蠟質(zhì)成分在近井地帶沉淀造成堵塞；（3）措施液、修井液以及其它不配伍的地層水等外來液體的侵入，與本層地層水反應(yīng)后，生成沉淀，堵塞地層。

2.5.2 低產(chǎn)井治理技術(shù) 根據(jù)吳旗侏羅系延9 延10儲層孔滲性能相對較好，高強度儲層改造易造成底水上錐或注入水突進等。因此，對吳旗侏羅系油藏平面上采液分布不均衡的低產(chǎn)油井，采取“三小一低”措施方式均衡平面上采液狀況，確保油田持續(xù)穩(wěn)定、高效開發(fā)。

對于侏羅系邊底水油藏，在措施的實施過程中，針對油井所處的部位，油層厚度及油層與底水的接觸關(guān)系，選擇適合油藏特點的措施方式和規(guī)模以及相應(yīng)的工藝技術(shù)，使的措施效果得到較好的發(fā)揮，而盡量避免連通底水。結(jié)合堵塞機理，慎重選井，選井原則為：一是油井應(yīng)處于油藏內(nèi)部，避免人工裂縫與邊水溝通；二是油層剩余有效厚度在7 m 以上，且構(gòu)造位置比較高，以防底水上竄。

針對堵塞嚴重或隔夾層發(fā)育、厚度大，物性差用酸化、低洗措施無效或措施效果較差的油井，通常采用壓裂解堵技術(shù)。但壓裂解堵改造強度較大，通常易與底水溝通，為此在總結(jié)邊底水油藏開發(fā)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，摸索出了侏羅系邊底水油藏“三小一低”壓裂解堵技術(shù)（見表5），并及時排液，減小了壓竄底水的可能和對地層的損害。

實例：2013 年共實施“三小一低”解堵16 井次，單井日增油1.91 t，累計增油3 980 t。例如：吳238-15 井初期日液量10.79 m3，日產(chǎn)油9.64 t，含水10.7 %，隨著開發(fā)地層松散的天然粉砂和粘土、蠟質(zhì)成分在近井地帶沉淀堵塞地層，日液量降至不足1 m3，隨后最該井實施小型壓裂措施解堵，液量提升至4.6 m3，日增油2.26 t，實施效果較好（見圖6）。

表5 吳旗侏羅系油藏“三小一低”措施參數(shù)要求

圖6 吳238-15 井生產(chǎn)曲線

圖7 吳旗侏羅系含水與采出程度關(guān)系曲線

3 結(jié)論

（1）通過完善注采井網(wǎng)，精細注采調(diào)整，水驅(qū)狀況得到有效改善，油藏水驅(qū)控制程度由上年的36.4 %上升到70.2 %，水驅(qū)動用程度由72.8 %上升到81.5 %。

（2）隨著注水開發(fā)補充地層能量，地層能量逐步提高，注水開發(fā)區(qū)域地層壓力由8.22 上升到8.42 MPa。

（3）通過控液穩(wěn)油、注采雙向調(diào)控，有效遏制油井含水上升幅度，全年含水上升率控制在1.76 %。

（4）老井月度自然遞減逐年下降（近三年月度遞減變化：3.05 %下降到1.98 %下降到1.27 %），開發(fā)形勢變好，油藏處于高效、平穩(wěn)開發(fā)狀態(tài)。

（5）吳旗侏羅系含水與采出程度關(guān)系圖（見圖7），顯示新240、新286、新263 三個日產(chǎn)油大于50 t 的主力油藏，以及整個吳旗侏羅系油藏均向高采出程度的方向發(fā)展，開發(fā)形勢變好。

［1］ 王緒本，等.靖安油田ZJ2、新52 區(qū)侏羅系精細油藏描述［D］.成都理工大學(xué)，2006.

［2］ 陳鐵龍，蒲萬芬，等.油田控水穩(wěn)油技術(shù)論文集［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［3］ 魏國，等.靖安油田新56、ZJ4、塞248 區(qū)侏羅系油藏地質(zhì)建模［C］.北京凱圣特公司，2007.

［4］ 朱圣舉，張明祿，等編著.底水油藏的油井產(chǎn)量與射孔程度及壓差的關(guān)系［J］.新疆石油地質(zhì)，2000，21（6）：495-497.

［5］ 金勇，唐建東，等編著.邊底水油藏合理生產(chǎn)壓差優(yōu)化方法及其應(yīng)用［J］.石油學(xué)報，2003，24（1）：68-72.