米 豐，宋佳憶，王愛民，艾兵權(quán)，王 昕，汪 洋

（1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西榆林 719000；2.中國石油大學(xué)（北京），北京 102249）

對于邊底水油藏，為充分利用油藏的天然能量，采用先期天然水驅(qū)生產(chǎn)，再邊緣注水，后內(nèi)部轉(zhuǎn)注的方式。受儲層非均質(zhì)性、油水井注采制度、油井措施的多重影響，轉(zhuǎn)注效果存在極大不確定性，造成后期轉(zhuǎn)注井標(biāo)準(zhǔn)不明確、轉(zhuǎn)注效果不佳等問題[1-3]，迫切需要找出開發(fā)影響因素，理清小層連通性及注采對應(yīng)關(guān)系，分析關(guān)停井原因，研究改善注水對策，提出合理開發(fā)建議，從而實現(xiàn)長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)。

SJW 延9 油藏滲透率低，油層埋藏淺，油藏天然能量不足。開發(fā)20 年來，由于高含水等原因，大部分井停產(chǎn)，截止目前共有油水井78 口，生產(chǎn)井63 口，大部分油井高含水停產(chǎn)（40 口），平均日產(chǎn)油0.55 t，綜合含水85.59%，目前有注水井15 口，正常開注12 口，綜合遞減為5.9%，采出程度6.8%。經(jīng)過長時間的天然能量開采，油井產(chǎn)量下降快，地層能量低，關(guān)停井?dāng)?shù)量多，采油速度低。

本文借鑒國內(nèi)外同類油層注水開發(fā)經(jīng)驗[4-7]，開展了SJW 油區(qū)精細(xì)油藏描述，分析開發(fā)影響因素，提出合理開發(fā)建議，為同類油藏開發(fā)調(diào)整提供了技術(shù)參考。

1 砂體精細(xì)刻畫

系統(tǒng)進(jìn)行了小層精細(xì)對比與劃分、沉積微相分析、測井二次解釋、砂體分布規(guī)律，隔層分布、儲層評價、儲量復(fù)算、三維地質(zhì)建模。

采用“旋回對比，分級控制”的原則劃分地層，采用“電性形態(tài)相似，厚度相近”的原則進(jìn)行小層對比。最終將SJW 油區(qū)延9 層細(xì)分為Y91-1、Y91-2、Y92-1、Y92-24 個小層。4 個小層對比剖面圖顯示，基準(zhǔn)面旋回的各油層亞組地層分布穩(wěn)定，橫向變化不大。其中Y91-1層厚度一般在11～14 m；Y91-2層厚度一般在12～14 m；Y92-1層厚度一般在11～16 m；Y92-2層厚度一般在12～17 m。

基于單井微相劃分和剖面微相對比，分析了各單砂體沉積微相的展布演化規(guī)律。延9 油層以河道相為主，基本為北東-南西走向，隨著水動力的減弱，逐漸過渡為泛濫平原。主力層延91-2層砂體連片分布，展布特征與沉積微相展布特征相似。與工區(qū)北部相比，工區(qū)南部砂體薄，連通性差。

根據(jù)研究區(qū)測井曲線對延安組重新劃分單砂體，整個研究區(qū)砂體接觸關(guān)系以疊加、切疊、孤立為主。研究區(qū)延9 層發(fā)育平緩，構(gòu)造簡單，整體砂體總厚度變化不大，連通性比較好，砂體厚度大。從整體來看目前基礎(chǔ)井網(wǎng)對砂體控制不足，但Y92-1砂體沉積時河道規(guī)模較大，這一時期河道砂體橫向較寬，連通范圍較大，連通性好，表明沉積物源充足，水動力穩(wěn)定。

沉積單元內(nèi)的砂體在橫向上較為連續(xù)，出現(xiàn)很多河道沉積控制的多井連通體，砂體橫向展布連通范圍很大。通過測井解釋，繪制延9 各小層地層剖面，發(fā)現(xiàn)延9 各小層間隔層不是連片分布，而是零星分布在工區(qū)各處。隔層厚度薄，一般在2 m 左右。

Y91-1和Y91-2小層間隔層主要位于工區(qū)西部與東北部，在41071-02 井區(qū)、42220-06 井區(qū)等6 個井區(qū)的隔層厚度大于2 m。Y91-2和Y92-1小層間隔層位于工區(qū)西北部與東北部，在41071-02 井區(qū)、42220-02 井區(qū)等5 個井區(qū)的隔層厚度大于2 m。Y92-1和Y92-2小層間隔層散布在工區(qū)各處，42022 井區(qū)、42204-02 井區(qū)等6 個井區(qū)隔層厚度大于2 m。

受曲流河控制，延9 油層在河道相上厚度大，邊部沿河漫灘減薄，逐漸過渡到水層或干層，具有一定邊水能量。延9 層主要存在兩個油水界面，分別位于海拔470～490 m 和500～510 m 處。從油藏剖面上看，Y91-2、Y92-1小層砂體發(fā)育較連續(xù)，在42620-07 井區(qū)、42622-04 井區(qū)處，Y91-2、Y92-1小層油層較厚且連通性較好；Y92-2小層砂體連通性一般，測井解釋主要為具有一定厚度水層。42026-01 井Y91-1小層存在水層、Y91-2存在油層，這是由于Y91-1與Y91-2層間存在隔層，所以發(fā)生了水層在油層上方的現(xiàn)象。縱向上油層集中分布在中部Y91-2、Y92-1小層。

延9 油層為河道相沉積，河道為優(yōu)勢沉積微相，儲層非均質(zhì)性強，油藏嚴(yán)格受沉積相帶和儲層物性控制，屬于典型的巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏，原始地層壓力7.5～8.5 MPa，壓力系數(shù)低，具有邊水。儲層孔隙度分布范圍為16.97%～19.95%，滲透率分布范圍為36.46×10-3μm2～112.35×10-3μm2，滲透率中值為74×10-3μm2，儲層物性較好。延91層鉆遇單砂體189 個，分層系數(shù)3.21，變異系數(shù)1.06，突進(jìn)系數(shù)60.38，級差2.06，層間非均質(zhì)性較強。延92層鉆遇單砂體102 個，分層系數(shù)2.32，層間非均質(zhì)性較弱。

因此，SJW 油區(qū)儲層的發(fā)育主要受沉積作用、成巖作用和構(gòu)造作用控制，其中沉積作用是基礎(chǔ)，成巖作用是關(guān)鍵，構(gòu)造作用是條件。延9 層沉積相主要為河流相，砂巖比較發(fā)育，河道砂體規(guī)模較大，砂體內(nèi)部連通性較好，頂部存在蓋層，層內(nèi)構(gòu)造平緩，沒有斷層的遮擋。因此原油生成運移到砂體內(nèi)部后，不能大規(guī)模的保存，只有在局部構(gòu)造高點形成規(guī)模較小的油藏。

2 開發(fā)動態(tài)分析

全區(qū)共166 口井，其中延9 層位共78 口投產(chǎn)井，生產(chǎn)井63 口（目前停產(chǎn)40 口），注水井15 口，平均單井日產(chǎn)液4.80 m3，日產(chǎn)油0.55 t，平均日注水16.58 m3，綜合含水率85.59%，采出程度7%。

2.1 關(guān)停原因分析

根據(jù)地質(zhì)特征及生產(chǎn)動態(tài)分析，得出高含水井關(guān)停原因如下：

（1）16 口井位于延9 層構(gòu)造中低部位及薄差層發(fā)育區(qū)域，這些井關(guān)停前產(chǎn)量較低。部分井處在構(gòu)造低部位或處于油層厚度較薄部位，此處含油量較低這導(dǎo)致油井初期產(chǎn)量高，但產(chǎn)量遞減快，一直下降直至不出油而關(guān)停。

（2）地層能量下降，壓力下降快，無有效驅(qū)替壓差。由于研究區(qū)采用自然能量開采方式開發(fā)，地層能量下降較快，且主力油層延9 為低滲透油藏，液體在地層中流動需較大的啟動壓力和驅(qū)替壓差，研究區(qū)6 口井是由于地層壓力下降而導(dǎo)致關(guān)停。以42029 井為例，該井投產(chǎn)初期產(chǎn)油量和產(chǎn)水量較多，但隨后產(chǎn)油和產(chǎn)水都出現(xiàn)明顯下降，這是地層能量不足所致。

（3）7 口井射孔位置與油層不對應(yīng)，或者射孔厚度過大，導(dǎo)致水侵等，產(chǎn)水量過大，最終停產(chǎn)。

2.2 高含水井原因分析

高含水井依據(jù)生產(chǎn)動態(tài)曲線可以分為三類：高含水低產(chǎn)油井（16 口）、含水上升產(chǎn)油下降井（3 口）、含水上升產(chǎn)油穩(wěn)定井（5 口）。42031 井周圍存在2 口注水井，這3 口井位于同一沉積相帶，油井見水效果好，一段時間后形成水淹，造成產(chǎn)液上升、產(chǎn)油下降的現(xiàn)象（見圖1）。

造成油井高含水的原因比較復(fù)雜，主要有以下幾個方面。

（1）油水分異較差，油水同層，初期油井含水高：據(jù)儲層評價結(jié)果，SJW 區(qū)塊儲層以中孔、中低滲儲層為主?？缀戆霃叫?，排驅(qū)壓力高，不利于油水滲流，加之地層較平緩，總體傾角不足1°，油水分異較差。由于SJW油區(qū)油水分布特點就是“油水同層”，油井壓裂后油水共同產(chǎn)出，新井含水率多在60%～90%。

圖1 42031 井（現(xiàn)52031 井）生產(chǎn)曲線（含水上升、產(chǎn)油下降井）Fig.1 Production curve of well 42031 with rising water cut and falling oil production（now well 52031）

（2）人工裂縫導(dǎo)致注入水及地層水沿裂縫竄進(jìn)：SJW油區(qū)含有豐富的地層水，初期天然能力較充足。由于儲層中低滲，自然投產(chǎn)工業(yè)油流下降較快或無工業(yè)流，SJW油區(qū)的采油井均采用壓裂投產(chǎn)，布置少量注水井，之后對部分油井轉(zhuǎn)注。注入水很容易沿裂縫竄進(jìn)，使沿裂縫方向上的采油井見水快，油藏含水上升快，在很短的時間內(nèi)就進(jìn)入高含水階段，而位于裂縫兩側(cè)的油井見效慢，壓力恢復(fù)慢。因此裂縫在注水開發(fā)過程中會導(dǎo)致嚴(yán)重的平面矛盾，使油井注水見效及水淹特征具有明顯的方向性。

（3）固井質(zhì)量差，串槽嚴(yán)重：對于采油井，如果固井質(zhì)量不好導(dǎo)致生產(chǎn)層間以及生產(chǎn)層與非生產(chǎn)層間竄通，如果發(fā)生水竄，產(chǎn)液中的含水量升高，會造成能源浪費；如果發(fā)生油竄，不該采的層系被動用，將影響整個采油規(guī)劃的實施。對于注水井，如果固井質(zhì)量不好導(dǎo)致注入水亂竄，影響注入效果，還將破壞一個區(qū)域的地應(yīng)力平衡，引起大面積的套管損壞，造成巨大的浪費。

（4）層間和平面矛盾突出導(dǎo)致油井高含水：由于產(chǎn)能建設(shè)的需要，SJW 油區(qū)在新井投產(chǎn)時就同時壓開兩段甚至三段含油顯示較好的油層，以期求得較高的初產(chǎn)，延緩油井遞減。在注水井組區(qū)域，長期注水形成主流線，主流線上滲透率是其他井間連線的幾倍甚至十幾倍，導(dǎo)致主流線上的油井含水率居高不下。

2.3 注采連通分析

結(jié)合精細(xì)地質(zhì)研究成果、吸水剖面、產(chǎn)出資料以及油層的物性來確定油水井的各層采液、注水情況，采用3 種方法確定注采連通性。

2.3.1 生產(chǎn)動態(tài)方法 分析了延9 油層的15 個注采井組生產(chǎn)動態(tài)資料，注水井提高注入量或降低注入量時，周圍生產(chǎn)井產(chǎn)液量并未隨之發(fā)生變化，根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)不能看出其對應(yīng)關(guān)系，表明大部分注采井網(wǎng)存在注采不對應(yīng)問題。

2.3.2 劈分系數(shù)方法 不論油水井是否射開，只要本小層油井為可動用油層，水井有砂層，即為注采連通，若油水井均在對應(yīng)層射開動用，則存在注采有效厚度，否則稱為未連通有效厚度。以反九點為例，若油水井均射開動用，角井的注采連通劈分系數(shù)為1/4，邊井為1/2，水井或油井未射開動用，系數(shù)均為0。

依據(jù)計算結(jié)果，延9 層注采連通率為69%，井網(wǎng)受效面積是53.47×104m2，占全區(qū)油層面積的32%。目前延9 層井網(wǎng)受效一般，存在注水井?dāng)?shù)少、受效面積小的問題，延9 井網(wǎng)調(diào)整主要考慮砂體連通性和油水井注采對應(yīng)關(guān)系。

2.3.3 油藏工程定量分析 根據(jù)系統(tǒng)工程學(xué)的思想，把油藏的注水井、生產(chǎn)井以及井間孔道看作一個完整的系統(tǒng)，通過系統(tǒng)輸入（注水井）和輸出（生產(chǎn)井）的動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，計算注水井和生產(chǎn)井之間的相互關(guān)系，判斷地層連通情況。

采用該方法計算了全區(qū)油水井2019 年的動態(tài)連通關(guān)系，延9 井間主要連通方向為西北-東南向，與物源方向基本一致。說明順物源方向，即順河道方向儲層連通性好，為水驅(qū)主流通道。

3 注水開發(fā)效果評價

水驅(qū)效果評價主要包括注采井網(wǎng)完善狀況、注水狀況和開發(fā)狀況，篩選以下指標(biāo)作為最終評價指標(biāo)。

（1）注采井網(wǎng)完善狀況評價指標(biāo)。水驅(qū)儲量控制程度、水驅(qū)儲量動用程度。

（2）注水狀況評價指標(biāo)。反映注水狀況的指標(biāo)包括三類，一是反映注水開發(fā)狀況的指標(biāo)，如年注采比；二是反映注水利用狀況的指標(biāo)，如存水率、耗水率、水驅(qū)指數(shù)；三是反映地層能量保持狀況指標(biāo)，如地層壓力保持水平。

（3）開發(fā)狀況指標(biāo)。選取水驅(qū)儲量控制程度、年產(chǎn)油量綜合遞減率、剩余可采儲量采油速度、注水利用率（存水率、耗水率、水驅(qū)指數(shù)）、能量保持水平分析水驅(qū)狀況，評價開發(fā)效果。

根據(jù)物質(zhì)平衡關(guān)系式，確定SJW 油區(qū)的水體倍數(shù)為5 倍，屬于弱水體。將實測地層壓力、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量、油水的體積系數(shù)、當(dāng)前地層壓力和原始地層壓力代入物質(zhì)平衡方程中，計算出保持目前壓力水平所需要的注水量，該值與實際累積注水量之比為有效注水率。由于天然水侵的存在，在計算目前地層壓力水平所需注水量時，考慮30%的天然水侵能量，最終計算得到延9 油層有效注水率（見圖2）。

從注水開始至2015 年，本區(qū)域有效注水率比較穩(wěn)定，分別在2016 年與2018 年兩次大幅提高注入量，分別提高至前一年的176%與123%，同時有效注水率顯著降低，2018 年降至30.8%，水驅(qū)效果差。

圖2 年注水量、有效注水率變化曲線Fig.2 The change curve of annual water injection volume and effective water injection rate

SJW 油區(qū)整體開發(fā)趨勢較平穩(wěn)，目前進(jìn)入高含水、中低采出程度開發(fā)階段，水驅(qū)控制程度為71.02%，油藏水驅(qū)控制程度較高。統(tǒng)計SJW 井區(qū)累計產(chǎn)油量、累計產(chǎn)液量、累計產(chǎn)水量、累計注水量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)表，利用甲型和乙型水驅(qū)方法、童氏圖版法、我國油氣儲量專業(yè)委員會經(jīng)驗公式（1985）、我國油氣儲量規(guī)范中與井網(wǎng)密度有關(guān)公式、中國不同井網(wǎng)密度與采收率的經(jīng)驗公式法等方法，確定延9 油層采收率為29%。有關(guān)評價參數(shù)匯總（見表1）。

根據(jù)低滲透油藏開發(fā)分類指標(biāo)，有2 項指標(biāo)落在二類低滲透油藏水平，3 項指標(biāo)達(dá)到三類水平。按評價標(biāo)準(zhǔn)，SJW 油區(qū)延9 層開發(fā)水平屬于第三類，開發(fā)效果差。

4 綜合治理措施

依據(jù)地質(zhì)油藏精細(xì)描述研究成果，SJW 油藏開發(fā)調(diào)整方案具體設(shè)計遵循以下原則：

（1）增加注水井?dāng)?shù)，整體部署不規(guī)則注采井網(wǎng)、分批實施。

（2）把現(xiàn)有油井按油層分布情況歸到延安組，并恢復(fù)投產(chǎn)，或轉(zhuǎn)注。

（3）溫和注水，減少單井日注水量。

（4）防止油層下部水淹，調(diào)整注采層位，封堵下部油層。

（5）高含水井轉(zhuǎn)注、補孔、提液、調(diào)剖堵水等調(diào)整措施。

綜合動態(tài)分析與剩余油分布規(guī)律認(rèn)識成果，從以下幾個方面設(shè)計開發(fā)調(diào)整方案：

（1）高含水井轉(zhuǎn)注：通過以上調(diào)整方案，實現(xiàn)SJW油區(qū)平面上注入水均勻推進(jìn)，提高平面動用程度以及平面驅(qū)替效率，縱向防止指進(jìn)，實現(xiàn)均勻推進(jìn)，提高垂向動用程度以及垂向驅(qū)替效率。

（2）補孔：針對部分井組出現(xiàn)“有注無采、有采無注”或未射開油層的情況，完善注采層系，同時結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)及測試資料，積極開展同層補孔，完善對應(yīng)關(guān)系，提高油井見效程度。

以42026-02 井為例，該井原本射開長6 層進(jìn)行生產(chǎn)，但因不具備經(jīng)濟產(chǎn)能長期關(guān)停。通過對該井進(jìn)行測井解釋，發(fā)現(xiàn)該井在延9 層存在一厚度超6 m 的油層，考慮在延9 層位補孔。

（3）封堵下部油層：壓裂產(chǎn)生的人工裂縫水驅(qū)后形成高滲通道，導(dǎo)致生產(chǎn)井水淹；裂縫下部物性較好，形成優(yōu)勢滲流通道，導(dǎo)致油層下部更容易水淹，原油在油層上部富集。對于具有一定厚度的油層，通過注水泥封堵油層下部2/3 位置，射開油層上部1/3（見圖3），能夠改變水驅(qū)方向，使注入水驅(qū)替油層上部原油，降低含水率，從而提高縱向波及效率。

表1 SJW 井區(qū)開發(fā)效果評價表Tab.1 Development effect evaluation table of SJW block

圖3 封堵下部油層示意圖Fig.3 Schematic diagram of plugging the lower oil layer

以42204-02 井為例，該井射開Y92-1層油層，油層厚達(dá)8.5 m，原射孔部位與油層對應(yīng)良好，恰好射開油層上部2 m。該井生產(chǎn)至2016 年7 月，而后長期關(guān)停，生產(chǎn)期間開井含水率即達(dá)到90%以上，認(rèn)為該井已水淹。通過封堵油層下部的優(yōu)勢通道，緩解生產(chǎn)層水淹。

（4）降低注水井注水量：由于注水井也壓裂了，目前大部分注水井注水量偏高，需要降低注水量，控制注入水沿人工裂縫水竄，降低生產(chǎn)井含水率。

（5）停產(chǎn)井控液復(fù)產(chǎn)：對因供液不足停產(chǎn)的井，補充注水井，恢復(fù)產(chǎn)液，控制合理產(chǎn)液量。

（6）提液：老井放大生產(chǎn)壓差進(jìn)行有效提液是提高注采系統(tǒng)排液能力的一種重要途徑。針對油井的生產(chǎn)動態(tài)變化，對生產(chǎn)潛力較高的井進(jìn)行有效提液。

（7）調(diào)剖堵水：根據(jù)開發(fā)技術(shù)政策，綜合各類調(diào)整措施，采用油藏數(shù)值模擬方法，確定開發(fā)指標(biāo)，預(yù)計含水率控制在80%左右，預(yù)測年產(chǎn)能較目前增加0.51×104t。

5 結(jié)論

（1）采用精細(xì)小層對比及砂體解剖方法，弄清了砂體及隔層展布規(guī)律。

（2）延9 層的井網(wǎng)受效一般，砂體順物源方向，即順河道方向儲層連通性好，為注采主流通道。存在注水井?dāng)?shù)少、受效面積小的問題，延9 井網(wǎng)調(diào)整主要考慮砂體連通性和油水井注采對應(yīng)關(guān)系。

（3）采用點狀不規(guī)則注采井網(wǎng)，增加注水井?dāng)?shù)，合理注采井?dāng)?shù)比為1：2.2，目前地層壓力明顯偏低，急需注水恢復(fù)地層壓力。

（4）提出了淺層壓裂井采用注水泥封堵下部油層的措施，注水泥后在油層下部形成一定延伸范圍的水泥封堵層，同時降低單井注水量，防止水沿壓裂縫突進(jìn)，減小油層底部水淹風(fēng)險。

（5）建議本區(qū)采用老井轉(zhuǎn)注、換層補孔、控液復(fù)產(chǎn)、堵水調(diào)剖、提液等調(diào)整措施，改善注水開發(fā)效果。