張景皓，李 浩，陳 靜，艾小凡

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司注水項(xiàng)目區(qū)管理指揮部；2.杏子川采油廠，陜西延安716000)

延安組油藏主要分布于延長(zhǎng)油田西部地區(qū)，分為受巖性控制油藏和受構(gòu)造控制油藏兩大類型，一直以來(lái)延長(zhǎng)油田西部延安組區(qū)塊注水開(kāi)發(fā)效果不理想，在開(kāi)發(fā)初期沒(méi)有科學(xué)的規(guī)劃注采井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)初期采油速度過(guò)快導(dǎo)致邊底水推進(jìn)加快，部分油井含水上升速度快[1-4]，后期注水時(shí)注水井沒(méi)有按照井網(wǎng)整體規(guī)劃轉(zhuǎn)注，導(dǎo)致部分區(qū)域見(jiàn)水快，水驅(qū)控制程度低，甚至出現(xiàn)水淹、水竄現(xiàn)象。本文在油藏構(gòu)造、儲(chǔ)層特征研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合區(qū)塊開(kāi)發(fā)動(dòng)用狀況、底水錐進(jìn)特征等對(duì)老莊區(qū)塊注水綜合調(diào)整前井網(wǎng)進(jìn)行了全面分析。提出了后期注水開(kāi)發(fā)調(diào)整采用邊緣注水方式和點(diǎn)狀注水結(jié)合的注水方式完善注采井網(wǎng)，同時(shí)對(duì)采油井采取地下與注水“提控結(jié)合”，地面優(yōu)化采油參數(shù)的調(diào)整思路[5,6]。

1 區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及存在問(wèn)題

1.1 區(qū)塊開(kāi)發(fā)概況

靖邊老莊區(qū)塊2009年投入開(kāi)發(fā)，主要開(kāi)發(fā)層位為延9油藏。為巖性—構(gòu)造油藏，動(dòng)用面積13.5 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量382.88×104t，可采儲(chǔ)量138.77×104t。生產(chǎn)層位為延安組延91、92和93油層，主力開(kāi)發(fā)層位為延92油層，截止2015年底，項(xiàng)目區(qū)生產(chǎn)井總數(shù)為153口，開(kāi)井94口，采油井共116口，開(kāi)井69口，累計(jì)產(chǎn)液量106.87×104m3，累計(jì)產(chǎn)油量59.56×104t。注水井共37口，開(kāi)井25口，累計(jì)注水51.48×104m3，累計(jì)注采比0.48，日注水168.90 m3，綜合含水52%，采出程度13.13%。累計(jì)注采比為0.44，地層累計(jì)虧空59.94×104m3。

研究區(qū)延9油藏類型為巖性-構(gòu)造油藏。油層分布主要受河道沉積巖性控制，局部由于差異壓實(shí)作用形成鼻狀隆起。主要儲(chǔ)層為河道砂巖沉積，砂體呈近南北向，呈帶狀展布，砂體延伸較長(zhǎng)，砂體兩側(cè)及上覆河漫沉積泥巖構(gòu)成主要的巖性遮擋。根據(jù)河道發(fā)育情況，沿平行及垂直河道展布方向各建立了2條油藏剖面(見(jiàn)圖1和圖2)。

從油藏剖面圖對(duì)比來(lái)看：1)縱向上油水分布可劃分為三種類型：純油帶、油水過(guò)渡帶與純水帶，沒(méi)有統(tǒng)一的油水界面；2)油層主要發(fā)育在延92小層、其次為延91小層，且砂體發(fā)育及連通情況較好；3)油層的集中程度主要受沉積相帶、鼻狀隆起、儲(chǔ)層物性及非均質(zhì)性控制，在河道主體沉積區(qū)域油層分布相對(duì)集中。

圖1 垂直河道油藏剖面

圖2 平行河道油藏剖面圖

1.2 區(qū)塊開(kāi)發(fā)中出現(xiàn)的主要問(wèn)題

老莊區(qū)塊自從投入開(kāi)發(fā)后區(qū)塊地層能量一直沒(méi)有規(guī)模補(bǔ)充，壓力保持水平低，截止2015年底，地層壓力只有5.01 MPa占原始地層壓力10.5 MPa的47.71%。雖然從2011年開(kāi)始注水但注水井比例較小，受益井較少，區(qū)塊整體沒(méi)有形成統(tǒng)一的驅(qū)替系統(tǒng)。截止2015年項(xiàng)目區(qū)71口采油井開(kāi)井中，僅38口注水受益，且28口為單向受益井，無(wú)注水井高達(dá)33口，區(qū)塊產(chǎn)量從2012年最高的12.63×104t降至2015年7.29×104t。由于區(qū)塊底水發(fā)育，初期開(kāi)發(fā)采油強(qiáng)度大，造成部分油井底水錐進(jìn)，含水上升速度快(見(jiàn)表1)，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短的開(kāi)發(fā)特征。對(duì)這部分井進(jìn)行穩(wěn)油控水的措施，同時(shí)對(duì)其他底水發(fā)育的油井制定合理的開(kāi)發(fā)方案。

表1 部分含水變化大油井的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

2 區(qū)塊注水綜合調(diào)整

針對(duì)延安組區(qū)塊油藏構(gòu)造，底水發(fā)育不同階段和開(kāi)發(fā)特征，在綜合調(diào)整時(shí)以預(yù)防底水錐進(jìn)，控水穩(wěn)油為目的。底水錐進(jìn)主要是由于油田投入開(kāi)發(fā)后，油水界面以上油層段壓力降低，形成“壓降漏斗”造成底水上升(圖3)，表現(xiàn)為油井產(chǎn)液量增大，含水升高。根據(jù)對(duì)老莊區(qū)塊注水綜合調(diào)整總結(jié)，對(duì)此類油藏開(kāi)發(fā)主要從注水、采油兩個(gè)方面調(diào)控地層壓力制定防錐、壓錐措施，確定合理的注水方式；針對(duì)層間底水發(fā)育情況，采取分層注水、確定合理的采油參數(shù)、加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)及時(shí)發(fā)現(xiàn)油井異常變化等。

圖3 底水錐進(jìn)示意圖

2.1 確定合理的注水方式

由于原來(lái)井網(wǎng)規(guī)劃未考慮構(gòu)造及邊底水等因素且為不規(guī)則井網(wǎng)，井網(wǎng)形式已經(jīng)固定且無(wú)法改變的情況下，本次調(diào)整結(jié)合油藏構(gòu)造及底水發(fā)育和變化規(guī)律對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行了調(diào)整，調(diào)整期間共增加注水井28口，形成了邊部注水和內(nèi)部點(diǎn)狀注水相結(jié)合的井網(wǎng)形式(圖4)。邊緣注水井增加區(qū)域內(nèi)地層壓力的同時(shí)，推遲了邊水推進(jìn)時(shí)間。點(diǎn)狀注水針對(duì)有底水錐進(jìn)的區(qū)域既能控制邊底水的均勻推進(jìn)，又能防止構(gòu)造高部位的底水錐進(jìn)，最大限度減緩水淹水竄和底水錐進(jìn)時(shí)間，提高油田開(kāi)發(fā)最終采收率。

圖4 老莊注水項(xiàng)目區(qū)延油藏井網(wǎng)調(diào)整圖

2.2 細(xì)化開(kāi)發(fā)層系，實(shí)現(xiàn)分層注水

根據(jù)沉積旋回將區(qū)塊延9層細(xì)分為3個(gè)小層，為解決不同層底水發(fā)育差異造成層間干擾的矛盾，對(duì)17口注水井實(shí)行分層注水方式；針對(duì)底水存在的油井，按照有無(wú)隔夾層以及底水的活躍程度制定不同的注水、采油參數(shù)，分層注水主要針對(duì)上下小層都存在底水的油層段，根據(jù)上下地層壓力通過(guò)不同的注水強(qiáng)度保持層間壓力平衡。梁17-4與2016年5月實(shí)行分層注水，對(duì)應(yīng)受益井梁17-1延92小層和延91合采，分層注水后梁17-1的含水基本穩(wěn)定，三年含水率增加6個(gè)百分點(diǎn)，液量保持穩(wěn)定一年多后下降(圖5)，但沒(méi)有出現(xiàn)底水錐進(jìn)的現(xiàn)象。

圖5 梁17-1井生產(chǎn)綜合開(kāi)發(fā)曲線圖

2.3 注水井與采油井“提控結(jié)合”

根據(jù)區(qū)塊地層能量分布和注入水驅(qū)替特征，對(duì)采油井進(jìn)行調(diào)層、補(bǔ)孔等措施，在調(diào)整平面和層間矛盾的同時(shí)，提高了注采對(duì)應(yīng)率。針對(duì)不同區(qū)域注水開(kāi)發(fā)特征和底水發(fā)育情況對(duì)采油井采取不同的采油參數(shù)。主要做法是通過(guò)優(yōu)化泵掛高度、沖程、沖次、采油井工作制度來(lái)平衡各個(gè)方向的注水驅(qū)替速度和壓力，對(duì)底水發(fā)育區(qū)域油井降低采油參數(shù)控制采液強(qiáng)度，延長(zhǎng)低含水期開(kāi)發(fā)。由于底水錐進(jìn)是緩慢變化的過(guò)程，在區(qū)塊開(kāi)發(fā)中要及時(shí)對(duì)油井井底流壓、油壓、產(chǎn)液、含水進(jìn)行監(jiān)測(cè)，綜合判斷底水對(duì)油層的開(kāi)發(fā)影響。老莊區(qū)塊在綜合治理期間為了對(duì)治理效果及油田的生產(chǎn)情況及時(shí)掌握，提出了動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)方案，共安排監(jiān)測(cè)項(xiàng)目6項(xiàng)，81井次。其中油水井措施、監(jiān)測(cè)及井次等數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 油水井措施及測(cè)試井次統(tǒng)計(jì)

3 注水開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)

3.1 注采比趨于合理，原油產(chǎn)量穩(wěn)定上升

至2018年8月，老莊區(qū)塊共有采油井102口，注水井54口，注采井?dāng)?shù)比1∶1.9，日注水580 m3，注采比為1.2。延91注水面積上升至2.97 km2，延92注水面積上升至6.1 km2。提高水驅(qū)控制面積，注水波及系數(shù)擴(kuò)大，注水開(kāi)發(fā)效果得到提高。產(chǎn)液量由365.56 m3增加至584.11 m3，日均產(chǎn)油量由150.03 t增加至211.58 t，單井產(chǎn)量由2015年的2.11 t/d上升到2018年3.11 t/d，含水率基本保存穩(wěn)定，由52%上升至57%，含水上升率控制在5%以內(nèi)，區(qū)塊年產(chǎn)量在2016年轉(zhuǎn)注工作完成后保持平穩(wěn)(圖6)，產(chǎn)能遞減趨勢(shì)得到有效控制。

3.2 水驅(qū)控制程度明顯提高

通過(guò)轉(zhuǎn)注28口油井，井網(wǎng)完善后，區(qū)塊62口開(kāi)井中，雙向及多向受益井達(dá)56口，已見(jiàn)效42口，其中18口產(chǎn)量提升30%以上，見(jiàn)效明顯(如表3和圖7所示)。

延91注水面積由2015年的2.7 km2上升至2.97 km2，水驅(qū)控制程度2015年73.01%上升至2018年84.82%。延92注水面積由2015年的4 km2上升至6.1 km2，水驅(qū)控制程度由2015年73.14%增加到2018年93.68%。

3.3 存水率指標(biāo)分析

存水率是指累計(jì)注水量與累計(jì)產(chǎn)水量之差與累計(jì)注水量的比值。存水率主要反映注入水利用率的高低，其實(shí)質(zhì)是注入水維持地層能量的效率[7,8]。本文從存水率與累計(jì)采出程度的關(guān)系分析老莊注水開(kāi)發(fā)效果與特征。老莊區(qū)塊從2013年1月份開(kāi)始累計(jì)注水量大于累計(jì)產(chǎn)水量，存水率的變化可以劃分為4個(gè)階段(圖8)，2013年1月～2015年12月注水井維持在26口，但期間存水率變化有3個(gè)變化階段：2013年1月～2013年9月存水率呈快速上升趨勢(shì)，主要原因是地層能量虧空，注入水用來(lái)補(bǔ)充地層能量損失。2013年10月～2014年7月地層存水基本保持不變，區(qū)域2014年8月～2015年12月，區(qū)塊注水井加大了配注量，階段注采比提高，存水率上升一段時(shí)間后出現(xiàn)下降趨勢(shì)，說(shuō)明區(qū)塊部分區(qū)域地層能量得到補(bǔ)充，但見(jiàn)水方向單一，表現(xiàn)在后期存水率出現(xiàn)下降趨勢(shì)，由于累計(jì)注采比保持在0.5以下，區(qū)塊整體沒(méi)沒(méi)有形成完整的驅(qū)替系統(tǒng)。2016年新增28口注水井后，區(qū)塊整體注采井網(wǎng)得到完善，存水率在長(zhǎng)時(shí)間出現(xiàn)增長(zhǎng)的趨勢(shì)，說(shuō)明區(qū)塊整體驅(qū)油效果變好。

圖8 存水率與采出程度曲線圖

4 結(jié)論及建議

(1)延長(zhǎng)油田延安組油藏底水普遍發(fā)育，宜采用邊部注水和內(nèi)部點(diǎn)式注水結(jié)合的注水方式，這種注水方式可以有效控制底水錐進(jìn)，延長(zhǎng)低含水開(kāi)發(fā)時(shí)間。

(2)高強(qiáng)度的采油速度和油藏平面非均質(zhì)性會(huì)引起底水錐進(jìn)，導(dǎo)致油井過(guò)早見(jiàn)水，在開(kāi)發(fā)中要制定合理的采油強(qiáng)度，對(duì)上下層位都具有底水的油藏應(yīng)實(shí)施分層注水。

(3)預(yù)防、壓制底水錐進(jìn)需要注水調(diào)控地層壓力結(jié)合采油井補(bǔ)孔壓裂、封竄以及采油參數(shù)優(yōu)化、油水井資料測(cè)試等工作同時(shí)進(jìn)行。