陳 浩，汪昌堯，王 攀，曹 宗，張銘存，馬寶鵬

(延長(zhǎng)油田股份有限公司 注水項(xiàng)目區(qū)管理指揮部，陜西 延安 716000)

吳起油田H井區(qū)由于地質(zhì)條件復(fù)雜，含油層系較多，橫向、縱向非均質(zhì)性都很強(qiáng)，造成油藏分布不具有規(guī)律性。自1998年勘探開發(fā)以來，吳起油田H井區(qū)主要依靠自然能量進(jìn)行開采，導(dǎo)致產(chǎn)量下降快，采油速度低，含水上升速度快，地層虧空嚴(yán)重。2011年開始局部注水開發(fā)，然而在平面上未能很好的進(jìn)行連片開發(fā)，沒有形成統(tǒng)一規(guī)劃的開發(fā)單元，縱向上也沒有明確的層系組合劃分，因此井網(wǎng)利用程度低。為提高該區(qū)域的油田注水開發(fā)效果，確定各層系細(xì)分注水調(diào)整技術(shù)，在縱向上分層系，平面上分區(qū)域，實(shí)施針對(duì)性調(diào)整措施[1]。對(duì)產(chǎn)液量，含水等生產(chǎn)變化大的井進(jìn)行及時(shí)跟蹤分析，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)調(diào)整。有效控制注水量以及生產(chǎn)壓差，確保水線均勻推進(jìn)，提高注入水波及體積，提高該區(qū)的水驅(qū)動(dòng)用程度，為提高單井產(chǎn)量和采收率提供基礎(chǔ)。

1 區(qū)域概況

吳起油田H井區(qū)位于鄂爾多斯盆地所處的陜北斜坡，為一平緩的西傾單斜，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)微弱，區(qū)域構(gòu)造極為單一，傾角不足1°，平均坡降小于 10 m/km。在單斜背景上，由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的不均衡性和差異壓實(shí)作用，在局部形成起伏較小、軸向近東西或北東-西南向的鼻狀隆起。主要開發(fā)層位延9、延10、長(zhǎng)1、長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6小層。延9和延10油層組主要發(fā)育辮狀河三角洲相河道、漫灘亞相，長(zhǎng)2油層組主要發(fā)育三角洲平原亞相沉積，長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)6油層組主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積。研究區(qū)含油面積為 50.35 km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量為1564.24×104t，屬于低孔低滲儲(chǔ)集層。

2 開發(fā)背景

2.1 各層系儲(chǔ)量動(dòng)用情況

根據(jù)各層動(dòng)用面積和單儲(chǔ)系數(shù)，計(jì)算出各層動(dòng)用儲(chǔ)量[2]。根據(jù)注水井的射孔位置以及與周圍油井的射孔位置的對(duì)應(yīng)關(guān)系，分別統(tǒng)計(jì)出每套砂體的水驅(qū)動(dòng)用面積。結(jié)合各油藏的平均厚度以及各油層的儲(chǔ)量豐度，計(jì)算出各層砂體的水驅(qū)控制儲(chǔ)量(表1)。

表1 吳起油田H井區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用情況

2.2 注采對(duì)應(yīng)情況

根據(jù)注采對(duì)應(yīng)狀況可分為單向受益、雙向受益、多向受益、有采無注4類井。調(diào)整治理前研究區(qū)注采井網(wǎng)不完善，注采對(duì)應(yīng)差。主要體現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是部分區(qū)域沒有注水井(圖1)，這部分井依靠天然能量開采，自然遞減大，需要通過注水補(bǔ)充地層能量；二是研究區(qū)有注水井45口，注水井網(wǎng)周圍油井生產(chǎn)層位與注水層位對(duì)應(yīng)差(圖2)，主要分布在西部，東部零散分布，單井日注水量 6 m3/d，注入層位主要為長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6，其它產(chǎn)層沒有注水，本區(qū)塊整體注采對(duì)應(yīng)率僅為15.1%(表2)。

圖1 綜合調(diào)整前H井區(qū)注采井網(wǎng)

圖2 H井區(qū)注采井組砂體連通剖面圖

表2 綜合調(diào)整前H井區(qū)注采對(duì)應(yīng)率

3 綜合治理措施

3.1 多層系分層治理思路

研究區(qū)發(fā)育有油層延91，延92，延93，延101-1，長(zhǎng)1長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+51-2、長(zhǎng)4+52-1、長(zhǎng)61-1和長(zhǎng)63-1等多套油層。油藏地質(zhì)研究基礎(chǔ)上，結(jié)合當(dāng)時(shí)的生產(chǎn)現(xiàn)狀，合理規(guī)劃井網(wǎng)[3]，將研究區(qū)主要?jiǎng)澐譃檠影步M、長(zhǎng)1長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6三個(gè)開發(fā)單元(圖3)。制定了以延安組、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6為主要治理調(diào)整對(duì)象，兼顧長(zhǎng)1、長(zhǎng)2等油藏，在“多點(diǎn)溫和、點(diǎn)弱面強(qiáng)”的注水工作思想指導(dǎo)下，按照“整體部署、分批實(shí)施、跟蹤分析、及時(shí)調(diào)整”的原則，以“分層分區(qū)，成熟一塊，治理一塊”的方針開展治理工作，提高注入水波及體積，整體提升地層壓力，提高水驅(qū)控制面積及水驅(qū)動(dòng)用程度的總體思路[4]。

圖3 H井區(qū)多層系注采井網(wǎng)分布圖

3.2 完善注采井網(wǎng)

根據(jù)不同油層的地質(zhì)特征和開發(fā)條件，合理地劃分與組合開發(fā)層系。將性質(zhì)相近的油層組合在-起，采用與之相適應(yīng)的開發(fā)方式和井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)，這是解決層間矛盾，提高油田開發(fā)效果的主要途徑。根據(jù)井網(wǎng)適應(yīng)性分析[5]，結(jié)合主力層含油面積及剩余油分布情況進(jìn)行部署：延安組油藏較為富集，大多油層出現(xiàn)在有鼻狀隆起或構(gòu)造小高點(diǎn)區(qū)，典型的構(gòu)造油藏，油藏驅(qū)動(dòng)類型為彈性-水壓復(fù)合驅(qū)動(dòng)，分布較為零散不成整套，采用邊部注水；延長(zhǎng)組井網(wǎng)部署時(shí)參照鄰區(qū)延長(zhǎng)組裂縫方向，設(shè)計(jì)為菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，保持了較多的采油井，便于提高采油速度，同時(shí)拉大了裂縫方向井距，縮小了側(cè)向排距，有利于注入水均質(zhì)推進(jìn)。該區(qū)最終采用邊緣注水與面積注水相結(jié)合的注水方式完善注采井網(wǎng)，增加平面水驅(qū)波及面積，建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

延安組油層在H井區(qū)分布較為松散，主要在研究區(qū)的偏東部，根據(jù)延安組油藏的分布范圍及油井生產(chǎn)情況規(guī)劃延安組的井網(wǎng)，共部署新井12口，計(jì)劃調(diào)層補(bǔ)孔排液轉(zhuǎn)注9口；研究區(qū)長(zhǎng)1和長(zhǎng)2油層分布范圍較大，生產(chǎn)井主要集中分布在研究區(qū)的東部。在原有井網(wǎng)基礎(chǔ)上進(jìn)行局部完善，共部署新井9口，油井轉(zhuǎn)注5口；研究區(qū)長(zhǎng)4+5和長(zhǎng)6油層分布廣泛、面積大，井網(wǎng)調(diào)整在之前的采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)類型的基礎(chǔ)上進(jìn)行局部完善，共部署新井17口，油井轉(zhuǎn)注8口，調(diào)整后的各層系井網(wǎng)見圖4。

圖4 綜合調(diào)整后H井區(qū)注采井網(wǎng)

3.3 提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度

調(diào)層補(bǔ)孔及提高分注率是提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度的有效手段。針對(duì)不同層系，優(yōu)先動(dòng)用儲(chǔ)層較好、含油面積較大的油水井進(jìn)行調(diào)層補(bǔ)孔，最終對(duì)130口油水井補(bǔ)孔180段，累計(jì)補(bǔ)孔厚度 708.5 m；層間矛盾突出區(qū)域開展分層注水工作，該區(qū)注水井開井173口，其中分層注水24口，主要通過以上兩種方式來提高該區(qū)儲(chǔ)層動(dòng)用程度。

3.4 完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系

以小層為縱向單元，以井組為調(diào)整單元，分析注水井和采油井的注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，井組的注采平衡、地層壓力以及恢復(fù)情況，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析見水見效方向，在地層能量得到補(bǔ)充，且具有開發(fā)潛力的小層實(shí)施補(bǔ)孔壓裂，以提高注采對(duì)應(yīng)率[6]，增加縱向水驅(qū)波及面積。在地層壓力沒有得到恢復(fù)以及注入水的水驅(qū)方向沒有波及的區(qū)域，無論油層顯示好壞，都不建議實(shí)施補(bǔ)孔措施。通過完善該區(qū)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，各主力層注采對(duì)應(yīng)率，注采對(duì)應(yīng)率由15.1%提升至79.38%(表3)。

表3 綜合調(diào)整后H井區(qū)注采對(duì)應(yīng)率

3.5 細(xì)分注水調(diào)整技術(shù)

3.5.1 延安組油藏注水調(diào)整技術(shù)

延安組注水調(diào)整治理根據(jù)油水界面接觸關(guān)系及抬升速度[7]，嚴(yán)格控制措施規(guī)模(表4)，同時(shí)合理控制采液強(qiáng)度，油藏內(nèi)部<1.5 m3/(d·m)，油藏邊部<0.8 m3/(d·m)。注水參數(shù)采取“整體溫和，外強(qiáng)內(nèi)弱”的注水政策，合理注水強(qiáng)度≤1.55 m3/(d·m)，合理的注采比為0.7～1.2。井網(wǎng)完善4～5個(gè)月后，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油明顯提升，注采比保持在1.1左右，開發(fā)形勢(shì)較好。

表4 延安組油藏措施規(guī)模推薦表

3.5.2 長(zhǎng)1長(zhǎng)2油藏注水調(diào)整技術(shù)

長(zhǎng)1長(zhǎng)2層注水調(diào)整治理采取“強(qiáng)化注水”技術(shù)，快速補(bǔ)充地層能量，建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，后期實(shí)施縱向剖面調(diào)整，擴(kuò)大水驅(qū)動(dòng)用程度。采用“小砂量、小砂比、小排量”的壓裂工藝，防止水淹水竄。注水參數(shù)優(yōu)化為見效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；見效程度高、含水和采出程度適中的注采比保持為1～2，高含水、高采出程度的注采比穩(wěn)定在0.8～1.0。強(qiáng)化注水5～10個(gè)月后開始見效，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油持續(xù)增加，含水率持續(xù)下降。

3.5.3 長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6油藏注水調(diào)整技術(shù)

長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6層注水調(diào)整治理采取“多點(diǎn)溫和、點(diǎn)弱面強(qiáng)、差異配注、整體平衡”[8]，采用“大砂量、大砂比、大排量”原則實(shí)施壓裂改造，提高油層導(dǎo)流能力，加砂強(qiáng)度1.0～3.5 m3/m。將注水強(qiáng)度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范圍內(nèi)。并根據(jù)動(dòng)態(tài)變化情況實(shí)時(shí)調(diào)整，地層壓力保持在100%～110%之間。注水井網(wǎng)完善后8～10個(gè)月產(chǎn)液量、產(chǎn)油量明顯提升，綜合含水基本保持不變。

3.6 高含水井治理

在油藏的注水開發(fā)過程中，裂縫的發(fā)育，油水井的壓裂改造，以及儲(chǔ)層本身沿砂體以及河道方向存在的滲流能力強(qiáng)的通道。隨著后期持續(xù)注水，個(gè)別油井含水量可能持續(xù)上升，要緊盯各油井含水量變化。對(duì)應(yīng)含水上升要分析其歷史產(chǎn)液和產(chǎn)油量的變化，產(chǎn)出液礦化度的變化，分析是油井水淹還是井況出現(xiàn)問題，是快速水淹還是正常的含水持續(xù)變高。對(duì)應(yīng)含水快速上升，可能是該井組周圍形成了新的滲流通道，要進(jìn)行調(diào)剖處理[9]。對(duì)應(yīng)含水上升變化速度較小的，可對(duì)注水井配注量進(jìn)行相應(yīng)的調(diào)整。對(duì)應(yīng)大片含水上升的區(qū)塊，則要根據(jù)油藏特征進(jìn)行整體分析和綜合治理。

4 治理效果分析

注水見效分析中，選取了調(diào)整治理前與2022年同期開抽的老井共計(jì)179口。分層位按照遞減率計(jì)算未注水情況下產(chǎn)液量與目前產(chǎn)液量對(duì)比，按照增液范圍將采油井分為三類：一類為未見效區(qū)域，增液量小于0；二類為一般見效區(qū)域，增液量介于0至 1 m3之間；三類為明顯見效區(qū)域，增液量大于 1 m3(圖5)。將三類區(qū)域?qū)?yīng)的井?dāng)?shù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中未見效井50口，占比28%；一般見效井66口，占比37%；明顯見效井63口，占比35%(圖6)。從圖6中可看出，長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油藏未見效井?dāng)?shù)與一般見效井?dāng)?shù)占比極高，表明長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油藏現(xiàn)階段注水效果一般，導(dǎo)致這一現(xiàn)象的原因一方面為長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油藏整體轉(zhuǎn)注時(shí)間較晚，累計(jì)注入量較低，地層壓力恢復(fù)情況較差；另一方面是因?yàn)殚L(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油藏埋深大，本身注水見效周期長(zhǎng)于延安組及長(zhǎng)1、長(zhǎng)2油藏，且長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6油藏地層致密，注水過程中易出現(xiàn)高壓注水井，影響整體的注水效果[10]。延安組、長(zhǎng)1、長(zhǎng)2油藏由于在研究區(qū)成立后第一時(shí)間完成轉(zhuǎn)注，見效明顯井?dāng)?shù)量占比高，由于埋深淺，見效周期短，注水效果也較為明顯。

圖5 注水見效井組平面區(qū)域展布

圖6 各層位見效情況柱狀圖

5 結(jié)論

1)結(jié)合區(qū)域儲(chǔ)量動(dòng)用、注采對(duì)應(yīng)和效果分析等多種因素，從完善注采井網(wǎng)、提高各層系動(dòng)用程度、提高注采對(duì)應(yīng)率、細(xì)分注水調(diào)整技術(shù)和高含水井治理5個(gè)方面，對(duì)研究區(qū)采用分層系注水調(diào)整技術(shù)，各主力層注采對(duì)應(yīng)率得到明顯提升，注采對(duì)應(yīng)率由15.1%提升至79.38%，有效提升區(qū)塊注水開發(fā)效果。

2)在地層能量得到補(bǔ)充，且具有開發(fā)潛力的小層實(shí)施補(bǔ)孔壓裂；在地層壓力沒有得到恢復(fù)以及注入水的水驅(qū)方向沒有波及的區(qū)域，無論油層顯示好壞，都不建議實(shí)施補(bǔ)孔措施。

3)延安組注水參數(shù)采取注水強(qiáng)度≤1.55 m3/(d·m)，注采比為0.7～1.2；長(zhǎng)1長(zhǎng)2注水參數(shù)優(yōu)化為見效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；見效程度高、含水和采出程度適中的注采比保持為1～2；高含水、高采出程度的注采比穩(wěn)定在0.8～1.0。長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6注水強(qiáng)度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范圍內(nèi)。

4)延安組、長(zhǎng)1長(zhǎng)2油藏由于埋深淺，見效周期短，注水效果較為明顯，見效明顯井?dāng)?shù)量占比高。長(zhǎng)4+5長(zhǎng)6油藏轉(zhuǎn)注時(shí)間較晚，累計(jì)注入量較低，油藏地層致密，注水過程中易出現(xiàn)高壓注水井，影響整體的注水效果，導(dǎo)致未見效井?dāng)?shù)與一般見效井?dāng)?shù)占比較高。