许黎明，李雁峰，王舟洋，张智勇

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

关井压锥在刘峁塬侏罗系油藏中的应用效果分析

许黎明，李雁峰，王舟洋，张智勇

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

针对侏罗系边底水油藏底水锥进，本文提出了高含水期关井压锥思路，并建立了评判指标界限：关井压锥效果评价指标4项、选井条件5项、技术参数5项。研究结果表明，关井压锥应主要选择单井剩余地质储量大、边底水能量强、生产层段位于油水界面以上，有较长的一段低含水生产期，前期控液压锥有效的高含水井，油井在含水率大于90%后开始实施关井压锥；在压锥期间，关井时间需根据油井具体情况而定，一般25 d～45 d，开井后工作制度应保持在前期正常生产的0.7～0.95，生产压差保持在4.0 MPa～5.0 MPa；关井压锥后，开井生产有效期长，增油量、纯增油量大、压锥综合系数大的井，压锥效果好。

关井压锥；选井条件；参数优化；评价指标；压锥综合系数

1 油藏开发面临的矛盾

1.1 油层有效厚度薄、边底水发育，控水稳油难度大

刘峁塬侏罗系油藏有效厚度薄且与边底水直接接触，见水后含水急剧上升，控水稳油难度较大。

1.2 受重力和正韵律沉积影响，注入水易底部突进

油层中注入水只驱替到注水井附近区域，大部分向下流动，注入到底水区，增加了底水能量，导致油水层压差增大，底水锥进。

1.3 局部采液强度过大，底水锥进

通过研究油层与底水接触关系、见水时间等，确定了底水油藏不同类型油井的合理采液强度，Ⅰ类油井为0.6 m3/（m·d）～0.7 m3/（m·d）；Ⅱ类油井为0.7 m3/（m·d）～0.8 m3/（m·d）；Ⅲ类油井为0.8 m3/（m·d）～1.0 m3/（m·d）。然而，大多数井初期采液强度大于合理值（见表1）。

表1 刘峁塬侏罗系油藏单井初期采液强度

图1 关井压锥机理示意图

2 见水受控因素分析

2.1 关井压锥机理

对于边底水油藏，边底水锥进、内推的动力为油井的生产压差，油井生产压差越大，边底水的动力越强，油井见水越早[1]；关井压锥的动力为地层的水油重力差，关井时，压差为零，水锥回落，地层中油水重新分异（见图 1）。

关井压锥的控水机理就是针对高含水期油井实行“关井-开井”周期性生产方式。

2.2 选井条件

2.2.1 单井控制剩余地质储量 一方面底水油藏单井控制的可采储量规模越大，油井的生产能力就越高，生产压差也就越大，水锥凸起高度也亦大，当油井在高含水期关井压锥时，水锥回落的速度比较快，回落的幅度也比较大。另一方面，非均质底水油藏水驱油过程中的严重不均衡性，导致波及系数比较低，剩余的可采储量也比较多，这就为油井高含水期关井压锥提供了物质基础[2]。

通过计算和对比分析看出，平均剩余可采储量达到1.5×104t时，关井压锥效果好，平均有效期26 d，平均单井次增油量8.7 t，平均单井次纯增油量4.2 t；单井控制剩余可采储量规模小于1×104t的油井，关井压锥效果较差（见表2）。

2.2.2 边底水能量 单井的边底水能量越强[3，4]，表明油井的水体与油体的连通性越好，边底水锥进的动力就越强，所形成的水锥高度也就越大，因而关井压锥的效果比较好，反之较差。边底水能量强的油井，平均有效期24 d，平均单井次增油量和平均单井次纯增油量分别为9.6 t、5.3 t。能量中等的油井关井压锥效果次之，能量弱的油井关井压锥效果最差（见表3）。

2.2.3 底水上升规律 依据油井见水后生产时间与含水变化形态，把单井含水率变化划分3种基本类型，即含水台阶式上升型、含水波动式上升型、含水快速式上升型。关井压锥实践表明：这3种不同含水类型油井关井压锥效果差别较大。其中含水多台阶式上升型（如P43-43）和宽波动式上升型（如L58-9）关井压锥效果较好，平均单井次有效期长，单井次增油量和纯增油量较多，而含水快速式上升型油井（如P45-451），关井压锥效果较差，不同含水上升类型油井压锥效果（见表4、图 2）。

表2 不同单井储量规模下的关井压锥效果对比

表3 不同单井天然能量下的关井压锥效果对比

表4 不同油井含水上升类型下的关井压锥效果对比

图2 不同含水上升类型关井压锥效果对比图

2.2.4 前期控液是否有效 关井压锥与控液压锥的原理相同，均是通过减小生产压差，使油水在重力作用下重新分异；控液压锥有效的油井，在油水界面抬升至生产层段以前，关井压锥一般都有效。

3 关井压锥应用效果评价

3.1 参数优化

3.1.1 关井时机 模拟当水锥上升到不同高度后进行关井，关井30 d后水锥的高度，得出关井压锥最佳时机是水锥接近井底时，在含水率大于90%后实施关井压锥，不同关井时机水锥降落高度（见图3）。

图3 关井时机对压锥效果影响

3.1.2 关井时间 关井时间越长，水锥回落的高度就越大，对控水更有利。但关井时间太长，会影响油井的生产时效。关井时间太短，水锥回落的高度较小，也不利于控制油井底水的锥井。模拟水锥高度为6 m后，关井时间对水锥回落的影响，得到关井初期，水锥消退较快，后期水锥消退速度变缓；关井时间越长，水锥回落高度越大（见图4）；综合分析得出最佳关井时间：25 d～45 d。

图4 关井时间对压锥效果影响

3.1.3 开井工作制度 随着液量变化系数的提高，单井次纯增油量有增大趋势；当液量变化系数在0.7～0.95时，单井次纯增油量及压锥有效时间在横轴上成宽带分布（见图5、图6）。

图5 液量变化系数与纯增油量关系

图6 液量变化系数与有效天数关系

3.1.4 生产压差 对罗庞塬侏罗系油井实际矿场统计，从井底流压与单井产量关系图，得出井底流压保持在4.0 MPa～5.0 MPa，油井单井产能较高（见图7）。

图7 流压与单井产量关系图

3.2 关井压锥总体效果评价

目前已优选13口井开展关井压锥试验，见效6口，见效率46%，平均有效期17 d，累计增油78.5 t，节约成本10.0万元/月，压锥试验效果显著（见图8）。

3.3 关井压锥单井效果评价

3.3.1 P43-43（效果好） P43-43井于2011年7月投产Y6层，初期日产10.0 m3/8.1 t/4.3%，4 t以上稳产32个月，2013年10月含水上升到66.7%；2015年7月冲次由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%，关井压锥后含水下降到87.8%，有效期35 d，单次压锥增油13.1 t（见图 9、表 5）。

3.3.2 L58-9（效果一般） L58-9井于2010年8月投产长612层，投产初期即见注入水；2010年10月停井。2014年6月对该井补孔压裂Y9。措施后该井日产液4.19 m3/1.6 t/44.4%，含盐74 880 mg/L，日产油保持在2.5 t稳产14个月；2015年9月含水由43.8%上升到74%，上提泵挂后含水下降到54%；2016年5月含水由84.3%上升到98%，关井压锥后含水下降到90.5%，有效期23 d，累计增油7.6 t（见图10、表6）。

图8 关井压锥效果对比图

图9 P43-43生产曲线

表5 P43-43压锥效果评价表

图10 L58-9生产曲线

表6 L58-9压锥效果评价表

表7 P45-451压锥效果评价表

3.3.3 P45-451—压裂沟通底水，压锥适应性差 P45-451于2014年6月投产Y9层，初期日产4.3 m3/3.2 t/13.1%，含盐65 450 mg/L；2015年3月对该井实施小型压裂，措施后日产6.28 m3/0.87 t/84.1%。2016年4月含水由92.2%上升到100%，含盐由85 410 mg/L下降到54 405 mg/L，5月实施关井压锥，无效；分析认为该井因压裂造成与底水沟通，导致含水上升（见表7）。

4 结论与认识

（1）根据以上分析，得出刘峁塬侏罗系油藏关井压锥综合评判指标界限共14项：效果评价指标4项（有效期、增油量、纯增油量、综合压锥系数）；选井条件5项（剩余可采储量、单井天然能量、含水上升类型、前期控液压锥效果、生产层段距离油水界面距离）；技术参数优化5项（关井时含水界限、关井时间、液面恢复速度、液量变化系数、生产压差）。

（2）关井压锥应优选单井剩余地质储量大（大于1.5×104t）、边底水能量强、生产层段位于油水界面以上、前期含水率缓慢上升或台阶式上升型、前期控液压锥有效的高含水井（含水大于90%）。

（3）关井压锥期间，关井时间需根据油井具体情况而定，一般为25 d～45 d，开开井后工作制度应保持在前期正常生产的0.7～0.95，生产压差保持在4.0 MPa～5.0 MPa。

（4）用4项指标评价压锥效果，开井生产有效期长、增油量、纯增油量大、压锥综合系数大的井，压锥效果好。

［1］ 李传，杨学锋.底水油藏的压锥效果分析［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（5）：45-46.

［2］ 潘昭才，袁晓满，谷雨，等.缝洞型碳酸盐岩油藏油井高含水期关井压锥技术优化［J］.石油钻采工艺，2013，35（4）：65-69.

［3］ 梁丹，曾祥林，房茂军.关井压锥控制底水锥进效果分析［J］.石油钻探技术，2012，40（6）：67-70.

［4］ 肖春艳，李伟，肖淑萍.边底水油藏开采机理与含水上升规律［J］.断块油气田，2009，16（6）：69-70.

神华宁煤甲醇分公司成功产出98号汽油

经过1年3个月奋战，近日，神华宁煤甲醇分公司20万吨/年芳构化项目一次投料成功，产出了辛烷值为98号的合格汽油。

甲醇分公司是神华宁煤第一个开工建设、投产运营的煤化工项目，该项目2008年建成投产，年产25万吨甲醇、21万吨二甲醚。考虑到煤制油项目投产后，将产生大量石脑油副产品，为增加效益、延伸煤制油产品产业链，该公司2015年决定开发芳构化装置项目。该项目采用新型催化剂为核心的芳构化工专利技术，将石脑油转化为汽油和车用液化气，项目总收率可达99.5%。项目利用二甲醚旧装置进行改造升级，2015年11月开工建设，今年5月16日全面进入投料试车阶段，近日产出了辛烷值为98号的合格汽油。

该项目不仅拓宽了煤制油化工产品深加工渠道，丰富了煤制油化工产品种类，也为煤制油化工基地可持续发展作出积极贡献。

（摘自宁夏日报第21201期）

TE349

A

1673-5285（2017）07-0035-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.008

2017－06-06

许黎明，女（1989-），2015年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，硕士研究生，助理工程师，主要从事油藏动态分析方面的工作，邮箱：xuliming1212@163.com。