羅鈺涵，巢 越，羅 南，唐 華，徐 莎

(1.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚(yáng)州 225000;2.中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249)

引 言

陳堡油田陳3斷塊構(gòu)造位置位于高郵凹陷東部吳堡－博鎮(zhèn)斷裂帶中段，縱向上含油砂體多、沉積類型多、層間差異大，平面上儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。1997年投入試采，經(jīng)歷了天然能量開(kāi)采、注水開(kāi)發(fā)、細(xì)分層注水、細(xì)分層精細(xì)注水4個(gè)開(kāi)發(fā)階段。目前分5套開(kāi)發(fā)層系，采油速度為1.2%，采出程度為17.0%，綜合含水為80.1%。針對(duì)該油藏儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡、采油速度偏低、水驅(qū)動(dòng)用狀況差等問(wèn)題，近年來(lái)通過(guò)不斷的開(kāi)發(fā)實(shí)踐，在細(xì)分調(diào)整、井網(wǎng)優(yōu)化、精細(xì)注水等方面進(jìn)行了思路的逐漸轉(zhuǎn)變，按儲(chǔ)層物性、砂體展布形態(tài)組合進(jìn)一步細(xì)分開(kāi)發(fā)層系［1－2］，配合以井網(wǎng)優(yōu)化、精細(xì)注水為重點(diǎn)的分層系注采完善，大大改善了油藏開(kāi)發(fā)效果，在提高采油速度的同時(shí)控制了油藏的含水上升率。

1 主要地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

(1)含油井段長(zhǎng)、含油砂體多、沉積類型較多，層間差異大，多層合采層間矛盾突出。陳3斷塊Ef含油層系自上而下分為、、、4個(gè)砂層組，含油井段為1540～1820 m，共分41個(gè)含油砂體。平均單砂體厚度為2.5 m。自下而上從三角洲前緣亞相逐漸過(guò)渡到濱－淺湖亞相，沉積類型較多，物性差異較大，孔隙度為14.7% ～30.7%，滲透率為4.1 ×10－3～3282.0 ×10－3μm2，總體為中—高孔、中—低滲型儲(chǔ)層，個(gè)別砂體為高滲型儲(chǔ)層。早期開(kāi)發(fā)方式為一套井網(wǎng)控制，依靠天然能量逐層上返開(kāi)發(fā)，多層合采層間矛盾突出，儲(chǔ)量動(dòng)用不充分。以砂層組為單位劃分開(kāi)發(fā)層系，多次細(xì)分調(diào)整后，未有效解決層間矛盾。

(2)含油面積小，含油帶窄，地層較緩，井網(wǎng)控制和注采完善難度大。陳3斷塊E1f1單砂體含油面積大于0.5 km2的僅3個(gè)砂體，含油帶寬最大400 m左右，其余大多數(shù)油砂體含油面積小于0.1 km2，含油帶寬100 m左右。由于地層較緩，十幾個(gè)甚至幾十個(gè)油砂體由一套井網(wǎng)控制，油井無(wú)法占領(lǐng)構(gòu)造高部位，初期多數(shù)生產(chǎn)井均部署在砂體的中部與邊部，導(dǎo)致油井見(jiàn)水快、含水上升速度快。特別是、的部分砂體由于含油帶較窄，油井初投產(chǎn)就見(jiàn)水，儲(chǔ)量控制程度低，且注采井網(wǎng)難以完善，開(kāi)發(fā)效果變差。

(3)天然能量較弱，地層能量下降快且難以恢復(fù)。陳3斷塊E1f1初期依靠天然能量開(kāi)發(fā)，該斷塊西南有一個(gè)小斷層封閉，油藏邊部砂體不發(fā)育，水體范圍小，采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量地層壓力下降1.622 MPa，彈性產(chǎn)量比為4.07，地層壓力下降較快。2001年投入注水開(kāi)發(fā)，由于該油藏含油帶較窄，油水黏度比較大，為控制油井含水的上升，注采比一直偏低，導(dǎo)致地層能量嚴(yán)重不足，對(duì)于這類窄條帶狀油藏，后期很難僅依靠邊緣注水補(bǔ)充或恢復(fù)地層能量，由此制約了該油藏開(kāi)發(fā)效果的改善。

(4)受平面物性差異及層間非均質(zhì)性影響，注水效果不理想。由于砂體沉積橫向上相變較大，砂體發(fā)育程度各異，受微相控制非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面物性差異較大，據(jù)統(tǒng)計(jì)陳3斷塊E1f1小層平面滲透率級(jí)差最大達(dá)91.9。從儲(chǔ)層物性測(cè)試資料分析，各砂層組的主力油層的滲透率明顯高于非主力油層，層間矛盾突出。受平面物性差異及層間非均質(zhì)性影響，油藏注水開(kāi)發(fā)后呈現(xiàn)2種相反的趨勢(shì)［3］:連通性好的砂體注水后，對(duì)應(yīng)油井見(jiàn)效快，但含水上升也較快;而儲(chǔ)層橫向變化大、連通性差的砂體，邊緣注水見(jiàn)效差。

2 主要調(diào)整方法及效果

2.1 有序?qū)酉导?xì)分調(diào)整

為有效提高陳3斷塊E1f1油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度，改善開(kāi)發(fā)效果，在不同開(kāi)發(fā)時(shí)期有針對(duì)性地進(jìn)行了按自然砂層組細(xì)分、按砂體展布形態(tài)細(xì)分、按物性差異細(xì)分3種層系細(xì)分調(diào)整［4－6］。2001年將E1f1按自然砂層組細(xì)分為、2套開(kāi)發(fā)層系，同時(shí)全面投入注水開(kāi)發(fā)。調(diào)整后日產(chǎn)油從72.7 t/d上升到159.2 t/d，采油速度從0.73%上升到1.61%，大部分對(duì)應(yīng)油井1～3個(gè)月見(jiàn)到注水效果，但有效期較短。2005年繼續(xù)按自然砂層組細(xì)分，將進(jìn)一步細(xì)分為2套開(kāi)發(fā)層系，實(shí)施分層注水，2套開(kāi)發(fā)層系注采井網(wǎng)基本完善，采油速度在1.1%左右保持穩(wěn)產(chǎn)，近4 a綜合含水率控制在60%～70%。隨著開(kāi)發(fā)的不斷深入，層間、層內(nèi)矛盾日益突出，部分注水井表現(xiàn)出較強(qiáng)的單層突進(jìn)現(xiàn)象，產(chǎn)量隨含水上升而下降。

2009年以來(lái)，為減少層間矛盾，在沉積微相研究基礎(chǔ)上，對(duì)陳3斷塊E1f1各砂體儲(chǔ)量、有效厚度、層間級(jí)差及層間隔層分布等進(jìn)行了分類評(píng)價(jià)，提出了層系的進(jìn)一步細(xì)分。首先根據(jù)砂體展布形態(tài)細(xì)分 E1f11+2開(kāi)發(fā)層系［3］，即含油帶較寬的～砂體作為一套開(kāi)發(fā)層系(圖1)，其他非主力砂體～與組合作為另一套開(kāi)發(fā)層系(圖2)。

圖1 陳3斷塊E1f11－1 ～E1f11－6開(kāi)發(fā)層系井網(wǎng)

圖2 陳3斷塊E1f11－7～E1f11－11、E1f12開(kāi)發(fā)層系井網(wǎng)

圖3 陳3斷塊E1f1含水與采出程度關(guān)系曲線

2.2 合理優(yōu)化井網(wǎng)

圖4 陳3斷塊數(shù)值模擬E1f1理論模型

結(jié)合陳3斷塊E1f1油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)特征和油藏水淹特點(diǎn)，設(shè)計(jì)油藏?cái)?shù)值模擬理論模型(圖4)，研究注采井距與含水上升的關(guān)系［9－10］。研究表明:在油藏保持相同采油速度條件下，井距越小越有利于控制含水上升，采收率也就越高。在保持單井相同產(chǎn)液量條件下，150～200 m井距有利于控制含水上升。在經(jīng)濟(jì)條件許可的前提下，適當(dāng)增加注采井?dāng)?shù)，同時(shí)嚴(yán)格控制單井生產(chǎn)壓差，是提高此類油藏開(kāi)發(fā)水平的有效辦法。在此基礎(chǔ)上，針對(duì)含油面積較寬的油藏設(shè)計(jì)了3套矢量化井網(wǎng)進(jìn)行數(shù)值模擬優(yōu)化，以確定合理的井網(wǎng)形式:交錯(cuò)排列井網(wǎng)、反五點(diǎn)法井網(wǎng)、反七點(diǎn)法井網(wǎng)。3套方案計(jì)算對(duì)比，綜合考慮含水上升速度及累計(jì)產(chǎn)油，推薦局部反七點(diǎn)法的布井方式(圖5)。

圖5 不同布井方式下含水率與采出程度對(duì)比

另外，對(duì)不同黏度比油藏的研究結(jié)果表明:原油黏度越大，無(wú)水采油期短，含水率上升快，相同含水時(shí)采出程度越低，大部分油在高含水期采出。陳3斷塊E1f1油藏地下原油黏度為27.8×10－3μm2，由于早期采用逐層上返的開(kāi)發(fā)方式，單井上返時(shí)平均含水率為82%，一部分油井在還具有一定產(chǎn)能且未達(dá)到特高含水階段就調(diào)層，導(dǎo)致部分可采儲(chǔ)量損失，局部井間區(qū)域剩余油富集。2013年結(jié)合合理井網(wǎng)優(yōu)化研究成果，在陳3斷塊實(shí)施加密調(diào)整，形成局部七點(diǎn)法井網(wǎng)，挖潛效果顯著，如構(gòu)造邊部的陳3－110井，鉆遇油層2層7.4 m，初期日產(chǎn)油12.2 t/d，目前日產(chǎn)油8.9 t/d，含水率為28.1%。構(gòu)造高部位的陳3－111井與鄰井井距小于100 m，鉆遇油層7層27.1 m，初期日產(chǎn)油11.3 t/d，目前日產(chǎn)油10.2 t/d，含水率為28.6%。目前標(biāo)定采收率為31.8%，較細(xì)分前提高了3.8%。

2.3 開(kāi)展精細(xì)注水調(diào)整

近年來(lái)，陳3斷塊E1f1立足注水穩(wěn)油，從注采平衡原理入手，根據(jù)各層系實(shí)際地層壓降與注采比IPR關(guān)系及擬合曲線來(lái)確定合理注采比，回歸式計(jì)算出對(duì)應(yīng)的合理注采比分別為0.56、1.25、0.80。結(jié)合前述層系細(xì)分與井網(wǎng)優(yōu)化研究，開(kāi)展精細(xì)注水，不斷細(xì)分完善注采井網(wǎng)，增加水驅(qū)方向，提高實(shí)際注采比，補(bǔ)充地層能量，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積［11－12］。

2.3.1 強(qiáng)化非主力層注水，減少層間矛盾

陳3斷塊E1f1各砂層組內(nèi)的單砂體含油面積大小不一，層間矛盾突出，縱向上各砂體注水狀況不均。為有效提高水驅(qū)動(dòng)用程度，強(qiáng)化非主力層注水，2009年E1f13增加注水井4口，構(gòu)造高部位轉(zhuǎn)注2口，同時(shí)為了減少層間矛盾，采取分注、增注、調(diào)剖、堵水等多種進(jìn)攻性措施，在控制主吸層吸水量的同時(shí)增加非主力層的吸水量，通過(guò)強(qiáng)化注采調(diào)整，陳3斷塊層系地層能量得到一定的補(bǔ)充，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果變好，日產(chǎn)液量穩(wěn)中有升，從93.4 t/d上升至189.3 t/d，日產(chǎn)油基本保持在40 t/d左右水驅(qū)控制程度由83.2%上升至90.4%，水驅(qū)動(dòng)用程度由67.5%上升至70.1%。

2.3.2 內(nèi)移注水井點(diǎn)，完善注采井網(wǎng)

2.3.3 開(kāi)展切割注水試驗(yàn)，初見(jiàn)成效

由于高部位油井注水受效差，在注水井內(nèi)移的同時(shí)開(kāi)展切割注水試驗(yàn)［13－14］，選擇陳3－40—陳3－70、陳3－83—陳3－69、側(cè)陳3－29—陳3－43、陳3－98—陳3－44井投轉(zhuǎn)注，在、各形成2個(gè)行列式切割注水井組，實(shí)施后效果顯著:高部位油井見(jiàn)到注水效果，陳3－81井日產(chǎn)油從0.9 t/d上升至 2.7 t/d，含水率由 87.7%下降至71.1%;低部位油井由之前的單向注水受效變成雙向注水受效，有效提高注入水波及體積和驅(qū)油效率，陳3－6井日產(chǎn)油從2.6 t/d上升至4.5 t/d，含水率由83.9%下降至75.6%。

3 結(jié)論

(1)科學(xué)細(xì)分調(diào)整開(kāi)發(fā)層系是改善多套油水系統(tǒng)層狀油藏開(kāi)發(fā)效果的有效手段。

(2)早期注水是小斷塊油田保持長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的重要途徑。對(duì)于窄條狀油藏，地層能量下降后，后期依靠注水補(bǔ)充難以大幅度恢復(fù)，應(yīng)采取早期注水或注采同步，盡早根據(jù)砂體展布形態(tài)、含油帶寬度進(jìn)行分層系精細(xì)注水，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，保持地層能量。

(3)要解決油藏“注不進(jìn)、采不出”的問(wèn)題，應(yīng)以注水調(diào)整為中心，以水驅(qū)油，以網(wǎng)收油，建立有效的注采井網(wǎng)，強(qiáng)化注水提高儲(chǔ)量控制程度、增加可采儲(chǔ)量。

(4)對(duì)于油水黏度比較大的油藏，開(kāi)發(fā)后期井間區(qū)域是主要的剩余油富集區(qū)之一，應(yīng)重視合理井網(wǎng)井距研究，結(jié)合數(shù)值模擬和動(dòng)態(tài)分析資料，加強(qiáng)井間加密調(diào)整。

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