鄧騰飛

(吉林油田 勘探開發(fā)研究院， 吉林 松原 138000)

1 研究區(qū)基本情況

扶余油田構(gòu)造位置上處于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)東緣扶新隆起帶扶余三號(hào)構(gòu)造上，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的多高點(diǎn)穹隆背斜，區(qū)塊內(nèi)斷層多、高點(diǎn)多、油藏埋深淺、油層多而薄，油藏主要受構(gòu)造控制。扶余油田自1970年規(guī)模投產(chǎn)以來，隨著油田開發(fā)的深入，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)后期，正面臨嚴(yán)峻的開發(fā)形勢(shì)。本研究區(qū)西區(qū)X區(qū)塊為其西區(qū)的試驗(yàn)區(qū)，主力油層為4、7、9、10、11、13號(hào)小層，次主力油層為8、10、12號(hào)小層(圖1)。

圖1 西區(qū)X區(qū)塊油藏剖面圖

西區(qū)X區(qū)塊含油面積0.89 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量189×104t，平均孔隙度23%，平均滲透率20010-3m2，平均砂巖厚度57.1 m，油層平均有效厚度24.5 m。

2 開發(fā)歷程及效果

扶余西區(qū)X區(qū)塊經(jīng)過多次井網(wǎng)調(diào)整，主要開發(fā)歷程有6個(gè)階段，不同的開發(fā)階段，開發(fā)特點(diǎn)及效果差異性大，充分體現(xiàn)了井網(wǎng)對(duì)注水開發(fā)效果的決定性作用[1]。

2.1 溶解氣驅(qū)開發(fā)階段

1970年8月以200 m井距、正三角形基礎(chǔ)井網(wǎng)溶解氣驅(qū)方式全面投入開發(fā)，初期產(chǎn)量高，隨后產(chǎn)量開始下降，此階段的主要問題是地層壓力迅速下降，產(chǎn)量遞減。

2.2 注水開發(fā)階段

1973—1982年為注水開發(fā)階段，開發(fā)特點(diǎn)為產(chǎn)液量、注水量快速增長，地層壓力回升，此階段的主要問題是大批油水井套變，同時(shí)注水沿東西向裂縫推井造成油井暴性水淹，含水上升快，區(qū)塊開始出現(xiàn)大幅度降產(chǎn)。

2.3 綜合調(diào)整階段

1983—1994年轉(zhuǎn)為全面綜合調(diào)整階段，開采對(duì)象由主力油層向中低滲透層轉(zhuǎn)變，含水上升較快，措施增產(chǎn)量明顯下降，導(dǎo)致油田產(chǎn)量下降。

2.4 二次調(diào)整再穩(wěn)產(chǎn)階段

1995—2004年為二次調(diào)整再穩(wěn)產(chǎn)階段，該階段井況、井網(wǎng)、注水、地面系統(tǒng)等問題日益突出，導(dǎo)致含水上升加快，產(chǎn)量遞減加大。

2.5 三次調(diào)整階段

2005—2011年為三次調(diào)整階段，調(diào)整為水井井距200 m，油井井距100 m，油水井排距87 m的線性注采井網(wǎng)，2005—2007年產(chǎn)量上升，2008年產(chǎn)量又開始下降，主要由于綜合含水高，已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，控油穩(wěn)水形勢(shì)嚴(yán)峻。

2.6 四次調(diào)整水井加密階段

2012年至今四次調(diào)整階段，將原井網(wǎng)(水井距200 m，油井井距100 m，油水井排距87 m)調(diào)整為油井距為80～100 m，排距80～90 m，水井距80～100 m的線狀注采井網(wǎng)(圖2)，對(duì)原注水井排能夠滿足方案要求的注水井充分利用，調(diào)整初期，鉆井停注起到的周期注水效果、北側(cè)相鄰水井調(diào)剖及調(diào)整后注水全面見效等綜合因素，使得該階段產(chǎn)液、產(chǎn)油、綜合含水均上升；2013年以來隨著注水時(shí)間延長、注采關(guān)系全面建立，含水上升速度加快；北側(cè)相鄰水井調(diào)剖進(jìn)入了失效期，雙重原因?qū)е潞掷m(xù)上升，遞減加快；2014年以來通過多種周期注水方式實(shí)現(xiàn)了區(qū)塊低水平穩(wěn)產(chǎn)，甚至上產(chǎn)的一個(gè)較好的形勢(shì)，整體產(chǎn)液量平穩(wěn)、綜合含水平穩(wěn)略降，產(chǎn)油量平穩(wěn)上升。

圖2 西區(qū)X區(qū)塊井網(wǎng)調(diào)整示意圖

3 主要做法及認(rèn)識(shí)

從區(qū)塊的井網(wǎng)部署、調(diào)整，到區(qū)塊效果跟蹤、注水方式調(diào)整，從中得到了幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：首先，根據(jù)西區(qū)X區(qū)塊原井網(wǎng)特點(diǎn)，將其劃分為東西部，采取不同的井網(wǎng)調(diào)整及投產(chǎn)投注方式；其次，新的井網(wǎng)模式下注采井網(wǎng)完善，提高了井網(wǎng)對(duì)單砂體的控制程度，降低了層間干擾，提高水驅(qū)控制程度及波及體積；再次，平面剩余油分布零散，縱向上主要分布于主力層中，且主要集中于頂部，底部水洗嚴(yán)重；最后，在保持地層能量的前提下，大力開展多種周期注水方式[2]，配套措施挖潛，為區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)奠定基礎(chǔ)。

3.1 井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)思路

西部以水井加密為主，按一套層系進(jìn)行細(xì)分層精細(xì)注水試驗(yàn)；東部以水井更新和加密為主，先動(dòng)用三、四砂組進(jìn)行細(xì)分注水試驗(yàn)，為扶余油層內(nèi)部層系細(xì)分提供依據(jù)[3]。

3.1.1 西部細(xì)分層精細(xì)注水

在完善注采關(guān)系、擴(kuò)大水驅(qū)波及體積的基礎(chǔ)上，進(jìn)行水井細(xì)分，采用一次性動(dòng)用潛力層的方式，主要射孔弱水洗部位。油井針對(duì)儲(chǔ)層水洗和剩余油分布狀況，對(duì)厚層或旋回頂部剩余油富集的部位，采取不壓裂投產(chǎn)。水井投注考慮動(dòng)用儲(chǔ)層物性差異，對(duì)正常層采取102槍、102彈、20發(fā)/m，對(duì)較差采取加強(qiáng)彈性和孔密。西部有新水井7口，平均單井4段，平均單井厚度8.5 m，配注5方/段，新油井5口，平均動(dòng)用層段3段，平均動(dòng)用厚度7.6 m。老水井細(xì)分層5口，增加注水層段6段，減少注水厚度14.4 m。

3.1.2 東部細(xì)分層系注水

根據(jù)試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)調(diào)整情況和儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)，東部油水井整體更新區(qū)，按砂組動(dòng)用上返，在儲(chǔ)層動(dòng)用上遵循依次動(dòng)用Ⅲ、Ⅳ/Ⅰ、Ⅱ砂組的高飽和度弱水洗層，后期再動(dòng)用強(qiáng)水洗層并配合調(diào)剖或三次采油。動(dòng)用方式為復(fù)合射孔，本次射孔為Ⅲ、Ⅳ砂組。老水井停注Ⅰ、Ⅱ、Ⅴ砂組，細(xì)分Ⅲ、Ⅳ砂組，觀察一段時(shí)間后，進(jìn)行注采調(diào)控。注水強(qiáng)度按射厚配注，強(qiáng)度控制1.5方/m，薄層按調(diào)試最低限5方配注。東部有新水井7口，平均單井3.3段，平均單井厚度7.3 m，配注5方/段；新油井7口，平均動(dòng)用層段2段，平均動(dòng)用厚度5.7 m，老水井停注Ⅰ、Ⅱ砂組，共計(jì)4口井，減少注水層段7個(gè)。

3.2 穩(wěn)產(chǎn)對(duì)策及做法

多種周期注水方式靈活應(yīng)用，在保證地層能量的前提下，實(shí)行溫和注水政策(表1-表3)。西區(qū)X區(qū)塊2012年整體調(diào)整后，初期效果較好但遞減快，及時(shí)采取常規(guī)注水及排間輪注的方式控制含水上升速度；當(dāng)含水再次上升時(shí)，采取層間輪注及間注的組合方式減少注水量，控制無效水循環(huán)，延緩自然遞減和含水上升，西部老井由于新老井各砂組交替作用，效果明顯好于僅Ⅲ、Ⅳ砂組作用的東部，區(qū)塊整體低水平穩(wěn)產(chǎn)。2017年6月以來，針對(duì)12、14排油井液量、含水較高，對(duì)區(qū)塊19口水井采取排間輪注，含水上升速度得到控制，2017年底改為層間輪注，進(jìn)一步改善了區(qū)塊開發(fā)效果。總之，歷年來堅(jiān)持溫和注水政策，保證了地層能量，配合高效措施挖潛，西6-2.4于2018年4月普通壓裂，增油效果好，有效期長，為區(qū)塊長期穩(wěn)產(chǎn)奠定基礎(chǔ)。

表1 西區(qū)X區(qū)塊西部歷年注水強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)表

表2 西區(qū)X區(qū)塊東部歷年注水強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)表

表3 西區(qū)X區(qū)塊歷年地層壓力統(tǒng)計(jì)表

3.3 創(chuàng)新認(rèn)識(shí)

3.3.1 井網(wǎng)完善提高了砂體控制能力

本試驗(yàn)主要采用水井加密提高砂體控制能力，由于區(qū)塊單砂體[4]在連井剖面方向上78.9%的點(diǎn)壩、(水下)分流河道主力砂體寬度多在177～225 m，僅有21.1%的主力砂體長度大于352 m；河道間、泛濫薄層砂等非主力砂體寬度明顯小于主力砂體，其砂體寬度多在120 m以內(nèi)(圖3)。單砂體規(guī)模小，導(dǎo)致井網(wǎng)對(duì)砂體控制程度低。

在原200 m水井之間加密注水井，變成100 m井距，油水井井?dāng)?shù)比由1∶3下降至1∶1.4；7個(gè)主力層中，三向和四向受效井比例由調(diào)整前的5.3%上升到59.6%，油井的控制方向明顯增多(表4)?？蓪?duì)比老水井細(xì)分后吸水單砂體比例提高23%，厚度增加16.6%，對(duì)單砂體的控制能力明顯增強(qiáng)(表5)。

圖3 過西10-8.4油井排扶余油層砂體剖面圖

表4 西區(qū)X區(qū)塊調(diào)整前后油井受效方向統(tǒng)計(jì)表

3.3.2 結(jié)構(gòu)界面及薄泥質(zhì)夾層避射型注水技術(shù)

利用吸水剖面資料對(duì)層間結(jié)構(gòu)界面或薄的薄泥質(zhì)夾層[5]的遮擋作用進(jìn)行研究。

表5 西區(qū)X區(qū)塊細(xì)分層前后單砂體吸水狀況統(tǒng)計(jì)表

首先，層內(nèi)避射與非避射部位間無明顯的泥巖夾層，認(rèn)識(shí)結(jié)構(gòu)界面的遮擋效果，共計(jì)監(jiān)測(cè)吸水剖面7口井(表6)，其中有2口井目的層不吸，無法下結(jié)論，1口井解釋為污染，其他4口結(jié)構(gòu)界面具有一定的遮擋作用。西+6-03.21井Ⅱ段有遮擋(0.2 m薄夾層)，吸水剖面顯示避射部位不吸水；西10-2.3井Ⅱ段無遮擋避射(結(jié)構(gòu)界面)， 吸水剖面顯示避射部位不吸水；其次，兩注水層段間泥巖存在薄的泥質(zhì)夾層，對(duì)層間也能起到分隔作用，如西8-02.21吸水剖面顯示泥質(zhì)夾層的分隔效果較好。

表6 避射/非避射間無明顯夾層井吸水剖面結(jié)果表

3.3.3 剩余油分布認(rèn)識(shí)

從全區(qū)歷年靜態(tài)含油飽和度統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看(表6)，與歷史對(duì)比，目前剩余油飽和度較低；從各個(gè)單砂體靜態(tài)飽和度統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看(表7)，主力單砂體3.2、4.1、4.2、6.2、7.1、9.1、9.2、10.1、11.1、11.2含油飽和度均在30歐姆以上，超過了全區(qū)平均值，說明好的油砂體，剩余油較富集，并且從數(shù)據(jù)來看4.2、9.2、11.2明顯低于4.1、9.1、11.1，可見同一小層內(nèi)，底部砂體含油飽和度明顯低于上部。

表7 不同時(shí)期平均含油飽和度統(tǒng)計(jì)表

表8 不同時(shí)間單砂體平均含油飽和度變化表

從單井柱狀圖上看(圖4)，儲(chǔ)層縱向底部水淹重，頂部剩余油相對(duì)富集，如檢27井為水井排內(nèi)加密井：各層水洗程度高，均呈底部嚴(yán)重水洗特征，薄差層和厚層頂部、夾層遮擋處仍有剩余油存在；檢28井為主流線上加密井：各主力層均呈底部嚴(yán)重水洗特征，物性差異和內(nèi)部夾層控制剩余油分布。由此可知，高含水開發(fā)后期，搞清層內(nèi)夾層分布規(guī)律是尋找剩余油，制定挖潛對(duì)策的關(guān)鍵[6-8]。

圖4 西區(qū)X區(qū)塊2012年檢查井單井柱狀圖及測(cè)井二次解釋綜合曲線圖

從平面上看(圖5)，剩余油分布零散，對(duì)比原始飽和度分布和目前剩余可動(dòng)油含油飽和度[9]分布圖看，目前飽和度平面上分布差異大，明顯受構(gòu)造和井網(wǎng)控制，構(gòu)造高部位老水井間還存在一定剩余油。如圖5所示4.2號(hào)單砂體，原油飽和度高的區(qū)域，剩余可動(dòng)油含油飽和度相對(duì)較高，且井網(wǎng)加密后，明顯看出井間剩余油富集[10]，驗(yàn)證了井網(wǎng)加密完善的必要性，由此表明，高含水開發(fā)后期，完善井網(wǎng)精細(xì)注水是挖潛剩余油，提高油田提高開發(fā)效果必要手段[11]。

4 結(jié)論

1)水井加密實(shí)現(xiàn)了層系細(xì)分，增加油井平面受效方向，提高了井網(wǎng)對(duì)單砂體的控制程度。

2)研究區(qū)平面剩余油分布零散，縱向主要分布于主力層中，且主要集中于頂部，底部水洗嚴(yán)重。

3)層間結(jié)構(gòu)界面及層內(nèi)薄泥質(zhì)夾層具有遮擋作用，能夠有效地控制油層吸水狀況，從而控制縱向剩余油分布。

4)高含水開發(fā)后期，在保證地層能量的前提下，開展周期注水，堅(jiān)持溫注水政策，配套增產(chǎn)措施是提高開發(fā)效果的必經(jīng)之路。