關(guān)井壓錐在劉峁塬侏羅系油藏中的應(yīng)用效果分析

許黎明，李雁峰，王舟洋，張智勇

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

關(guān)井壓錐在劉峁塬侏羅系油藏中的應(yīng)用效果分析

許黎明，李雁峰，王舟洋，張智勇

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

針對(duì)侏羅系邊底水油藏底水錐進(jìn)，本文提出了高含水期關(guān)井壓錐思路，并建立了評(píng)判指標(biāo)界限：關(guān)井壓錐效果評(píng)價(jià)指標(biāo)4項(xiàng)、選井條件5項(xiàng)、技術(shù)參數(shù)5項(xiàng)。研究結(jié)果表明，關(guān)井壓錐應(yīng)主要選擇單井剩余地質(zhì)儲(chǔ)量大、邊底水能量強(qiáng)、生產(chǎn)層段位于油水界面以上，有較長(zhǎng)的一段低含水生產(chǎn)期，前期控液壓錐有效的高含水井，油井在含水率大于90%后開始實(shí)施關(guān)井壓錐；在壓錐期間，關(guān)井時(shí)間需根據(jù)油井具體情況而定，一般25 d～45 d，開井后工作制度應(yīng)保持在前期正常生產(chǎn)的0.7～0.95，生產(chǎn)壓差保持在4.0 MPa～5.0 MPa；關(guān)井壓錐后，開井生產(chǎn)有效期長(zhǎng)，增油量、純?cè)鲇土看?、壓錐綜合系數(shù)大的井，壓錐效果好。

關(guān)井壓錐；選井條件；參數(shù)優(yōu)化；評(píng)價(jià)指標(biāo)；壓錐綜合系數(shù)

1 油藏開發(fā)面臨的矛盾

1.1 油層有效厚度薄、邊底水發(fā)育，控水穩(wěn)油難度大

劉峁塬侏羅系油藏有效厚度薄且與邊底水直接接觸，見水后含水急劇上升，控水穩(wěn)油難度較大。

1.2 受重力和正韻律沉積影響，注入水易底部突進(jìn)

油層中注入水只驅(qū)替到注水井附近區(qū)域，大部分向下流動(dòng)，注入到底水區(qū)，增加了底水能量，導(dǎo)致油水層壓差增大，底水錐進(jìn)。

1.3 局部采液強(qiáng)度過大，底水錐進(jìn)

通過研究油層與底水接觸關(guān)系、見水時(shí)間等，確定了底水油藏不同類型油井的合理采液強(qiáng)度，Ⅰ類油井為0.6 m3/（m·d）～0.7 m3/（m·d）；Ⅱ類油井為0.7 m3/（m·d）～0.8 m3/（m·d）；Ⅲ類油井為0.8 m3/（m·d）～1.0 m3/（m·d）。然而，大多數(shù)井初期采液強(qiáng)度大于合理值（見表1）。

表1 劉峁塬侏羅系油藏單井初期采液強(qiáng)度

圖1 關(guān)井壓錐機(jī)理示意圖

2 見水受控因素分析

2.1 關(guān)井壓錐機(jī)理

對(duì)于邊底水油藏，邊底水錐進(jìn)、內(nèi)推的動(dòng)力為油井的生產(chǎn)壓差，油井生產(chǎn)壓差越大，邊底水的動(dòng)力越強(qiáng)，油井見水越早[1]；關(guān)井壓錐的動(dòng)力為地層的水油重力差，關(guān)井時(shí)，壓差為零，水錐回落，地層中油水重新分異（見圖 1）。

關(guān)井壓錐的控水機(jī)理就是針對(duì)高含水期油井實(shí)行“關(guān)井-開井”周期性生產(chǎn)方式。

2.2 選井條件

2.2.1 單井控制剩余地質(zhì)儲(chǔ)量 一方面底水油藏單井控制的可采儲(chǔ)量規(guī)模越大，油井的生產(chǎn)能力就越高，生產(chǎn)壓差也就越大，水錐凸起高度也亦大，當(dāng)油井在高含水期關(guān)井壓錐時(shí)，水錐回落的速度比較快，回落的幅度也比較大。另一方面，非均質(zhì)底水油藏水驅(qū)油過程中的嚴(yán)重不均衡性，導(dǎo)致波及系數(shù)比較低，剩余的可采儲(chǔ)量也比較多，這就為油井高含水期關(guān)井壓錐提供了物質(zhì)基礎(chǔ)[2]。

通過計(jì)算和對(duì)比分析看出，平均剩余可采儲(chǔ)量達(dá)到1.5×104t時(shí)，關(guān)井壓錐效果好，平均有效期26 d，平均單井次增油量8.7 t，平均單井次純?cè)鲇土?.2 t；單井控制剩余可采儲(chǔ)量規(guī)模小于1×104t的油井，關(guān)井壓錐效果較差（見表2）。

2.2.2 邊底水能量 單井的邊底水能量越強(qiáng)[3，4]，表明油井的水體與油體的連通性越好，邊底水錐進(jìn)的動(dòng)力就越強(qiáng)，所形成的水錐高度也就越大，因而關(guān)井壓錐的效果比較好，反之較差。邊底水能量強(qiáng)的油井，平均有效期24 d，平均單井次增油量和平均單井次純?cè)鲇土糠謩e為9.6 t、5.3 t。能量中等的油井關(guān)井壓錐效果次之，能量弱的油井關(guān)井壓錐效果最差（見表3）。

2.2.3 底水上升規(guī)律 依據(jù)油井見水后生產(chǎn)時(shí)間與含水變化形態(tài)，把單井含水率變化劃分3種基本類型，即含水臺(tái)階式上升型、含水波動(dòng)式上升型、含水快速式上升型。關(guān)井壓錐實(shí)踐表明：這3種不同含水類型油井關(guān)井壓錐效果差別較大。其中含水多臺(tái)階式上升型（如P43-43）和寬波動(dòng)式上升型（如L58-9）關(guān)井壓錐效果較好，平均單井次有效期長(zhǎng)，單井次增油量和純?cè)鲇土枯^多，而含水快速式上升型油井（如P45-451），關(guān)井壓錐效果較差，不同含水上升類型油井壓錐效果（見表4、圖 2）。

表2 不同單井儲(chǔ)量規(guī)模下的關(guān)井壓錐效果對(duì)比

表3 不同單井天然能量下的關(guān)井壓錐效果對(duì)比

表4 不同油井含水上升類型下的關(guān)井壓錐效果對(duì)比

圖2 不同含水上升類型關(guān)井壓錐效果對(duì)比圖

2.2.4 前期控液是否有效 關(guān)井壓錐與控液壓錐的原理相同，均是通過減小生產(chǎn)壓差，使油水在重力作用下重新分異；控液壓錐有效的油井，在油水界面抬升至生產(chǎn)層段以前，關(guān)井壓錐一般都有效。

3 關(guān)井壓錐應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

3.1 參數(shù)優(yōu)化

3.1.1 關(guān)井時(shí)機(jī) 模擬當(dāng)水錐上升到不同高度后進(jìn)行關(guān)井，關(guān)井30 d后水錐的高度，得出關(guān)井壓錐最佳時(shí)機(jī)是水錐接近井底時(shí)，在含水率大于90%后實(shí)施關(guān)井壓錐，不同關(guān)井時(shí)機(jī)水錐降落高度（見圖3）。

圖3 關(guān)井時(shí)機(jī)對(duì)壓錐效果影響

3.1.2 關(guān)井時(shí)間 關(guān)井時(shí)間越長(zhǎng)，水錐回落的高度就越大，對(duì)控水更有利。但關(guān)井時(shí)間太長(zhǎng)，會(huì)影響油井的生產(chǎn)時(shí)效。關(guān)井時(shí)間太短，水錐回落的高度較小，也不利于控制油井底水的錐井。模擬水錐高度為6 m后，關(guān)井時(shí)間對(duì)水錐回落的影響，得到關(guān)井初期，水錐消退較快，后期水錐消退速度變緩；關(guān)井時(shí)間越長(zhǎng)，水錐回落高度越大（見圖4）；綜合分析得出最佳關(guān)井時(shí)間：25 d～45 d。

圖4 關(guān)井時(shí)間對(duì)壓錐效果影響

3.1.3 開井工作制度 隨著液量變化系數(shù)的提高，單井次純?cè)鲇土坑性龃筅厔?shì)；當(dāng)液量變化系數(shù)在0.7～0.95時(shí)，單井次純?cè)鲇土考皦哄F有效時(shí)間在橫軸上成寬帶分布（見圖5、圖6）。

圖5 液量變化系數(shù)與純?cè)鲇土筷P(guān)系

圖6 液量變化系數(shù)與有效天數(shù)關(guān)系

3.1.4 生產(chǎn)壓差 對(duì)羅龐塬侏羅系油井實(shí)際礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，從井底流壓與單井產(chǎn)量關(guān)系圖，得出井底流壓保持在4.0 MPa～5.0 MPa，油井單井產(chǎn)能較高（見圖7）。

圖7 流壓與單井產(chǎn)量關(guān)系圖

3.2 關(guān)井壓錐總體效果評(píng)價(jià)

目前已優(yōu)選13口井開展關(guān)井壓錐試驗(yàn)，見效6口，見效率46%，平均有效期17 d，累計(jì)增油78.5 t，節(jié)約成本10.0萬(wàn)元/月，壓錐試驗(yàn)效果顯著（見圖8）。

3.3 關(guān)井壓錐單井效果評(píng)價(jià)

3.3.1 P43-43（效果好） P43-43井于2011年7月投產(chǎn)Y6層，初期日產(chǎn)10.0 m3/8.1 t/4.3%，4 t以上穩(wěn)產(chǎn)32個(gè)月，2013年10月含水上升到66.7%；2015年7月沖次由5.0次下降到3.5次，含水由69.2%下降到61.6%；2016年4月含水上升到96.3%，關(guān)井壓錐后含水下降到87.8%，有效期35 d，單次壓錐增油13.1 t（見圖 9、表 5）。

3.3.2 L58-9（效果一般） L58-9井于2010年8月投產(chǎn)長(zhǎng)612層，投產(chǎn)初期即見注入水；2010年10月停井。2014年6月對(duì)該井補(bǔ)孔壓裂Y9。措施后該井日產(chǎn)液4.19 m3/1.6 t/44.4%，含鹽74 880 mg/L，日產(chǎn)油保持在2.5 t穩(wěn)產(chǎn)14個(gè)月；2015年9月含水由43.8%上升到74%，上提泵掛后含水下降到54%；2016年5月含水由84.3%上升到98%，關(guān)井壓錐后含水下降到90.5%，有效期23 d，累計(jì)增油7.6 t（見圖10、表6）。

圖8 關(guān)井壓錐效果對(duì)比圖

圖9 P43-43生產(chǎn)曲線

表5 P43-43壓錐效果評(píng)價(jià)表

圖10 L58-9生產(chǎn)曲線

表6 L58-9壓錐效果評(píng)價(jià)表

表7 P45-451壓錐效果評(píng)價(jià)表

3.3.3 P45-451—壓裂溝通底水，壓錐適應(yīng)性差 P45-451于2014年6月投產(chǎn)Y9層，初期日產(chǎn)4.3 m3/3.2 t/13.1%，含鹽65 450 mg/L；2015年3月對(duì)該井實(shí)施小型壓裂，措施后日產(chǎn)6.28 m3/0.87 t/84.1%。2016年4月含水由92.2%上升到100%，含鹽由85 410 mg/L下降到54 405 mg/L，5月實(shí)施關(guān)井壓錐，無(wú)效；分析認(rèn)為該井因壓裂造成與底水溝通，導(dǎo)致含水上升（見表7）。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）根據(jù)以上分析，得出劉峁塬侏羅系油藏關(guān)井壓錐綜合評(píng)判指標(biāo)界限共14項(xiàng)：效果評(píng)價(jià)指標(biāo)4項(xiàng)（有效期、增油量、純?cè)鲇土俊⒕C合壓錐系數(shù)）；選井條件5項(xiàng)（剩余可采儲(chǔ)量、單井天然能量、含水上升類型、前期控液壓錐效果、生產(chǎn)層段距離油水界面距離）；技術(shù)參數(shù)優(yōu)化5項(xiàng)（關(guān)井時(shí)含水界限、關(guān)井時(shí)間、液面恢復(fù)速度、液量變化系數(shù)、生產(chǎn)壓差）。

（2）關(guān)井壓錐應(yīng)優(yōu)選單井剩余地質(zhì)儲(chǔ)量大（大于1.5×104t）、邊底水能量強(qiáng)、生產(chǎn)層段位于油水界面以上、前期含水率緩慢上升或臺(tái)階式上升型、前期控液壓錐有效的高含水井（含水大于90%）。

（3）關(guān)井壓錐期間，關(guān)井時(shí)間需根據(jù)油井具體情況而定，一般為25 d～45 d，開開井后工作制度應(yīng)保持在前期正常生產(chǎn)的0.7～0.95，生產(chǎn)壓差保持在4.0 MPa～5.0 MPa。

（4）用4項(xiàng)指標(biāo)評(píng)價(jià)壓錐效果，開井生產(chǎn)有效期長(zhǎng)、增油量、純?cè)鲇土看?、壓錐綜合系數(shù)大的井，壓錐效果好。

［1］ 李傳，楊學(xué)鋒.底水油藏的壓錐效果分析［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006，25（5）：45-46.

［2］ 潘昭才，袁曉滿，谷雨，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏油井高含水期關(guān)井壓錐技術(shù)優(yōu)化［J］.石油鉆采工藝，2013，35（4）：65-69.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂軍.關(guān)井壓錐控制底水錐進(jìn)效果分析［J］.石油鉆探技術(shù)，2012，40（6）：67-70.

［4］ 肖春艷，李偉，肖淑萍.邊底水油藏開采機(jī)理與含水上升規(guī)律［J］.斷塊油氣田，2009，16（6）：69-70.

神華寧煤甲醇分公司成功產(chǎn)出98號(hào)汽油

經(jīng)過1年3個(gè)月奮戰(zhàn)，近日，神華寧煤甲醇分公司20萬(wàn)噸/年芳構(gòu)化項(xiàng)目一次投料成功，產(chǎn)出了辛烷值為98號(hào)的合格汽油。

甲醇分公司是神華寧煤第一個(gè)開工建設(shè)、投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)的煤化工項(xiàng)目，該項(xiàng)目2008年建成投產(chǎn)，年產(chǎn)25萬(wàn)噸甲醇、21萬(wàn)噸二甲醚?？紤]到煤制油項(xiàng)目投產(chǎn)后，將產(chǎn)生大量石腦油副產(chǎn)品，為增加效益、延伸煤制油產(chǎn)品產(chǎn)業(yè)鏈，該公司2015年決定開發(fā)芳構(gòu)化裝置項(xiàng)目。該項(xiàng)目采用新型催化劑為核心的芳構(gòu)化工專利技術(shù)，將石腦油轉(zhuǎn)化為汽油和車用液化氣，項(xiàng)目總收率可達(dá)99.5%。項(xiàng)目利用二甲醚舊裝置進(jìn)行改造升級(jí)，2015年11月開工建設(shè)，今年5月16日全面進(jìn)入投料試車階段，近日產(chǎn)出了辛烷值為98號(hào)的合格汽油。

該項(xiàng)目不僅拓寬了煤制油化工產(chǎn)品深加工渠道，豐富了煤制油化工產(chǎn)品種類，也為煤制油化工基地可持續(xù)發(fā)展作出積極貢獻(xiàn)。

（摘自寧夏日?qǐng)?bào)第21201期）

TE349

A

1673-5285（2017）07-0035-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.008

2017－06-06

許黎明，女（1989-），2015年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，碩士研究生，助理工程師，主要從事油藏動(dòng)態(tài)分析方面的工作，郵箱：xuliming1212@163.com。