王慧萍，李旺東，王 昕，宋佳憶，羅 樂

（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（北京），北京 102249）

邊底水油藏普遍存在無水采油期短、油井見水早、含水率上升快、剩余油分布復雜等特點[1，2]。對于邊底水油藏，注水開發(fā)過程中天然水驅(qū)的開發(fā)效果評價至關重要[3，4]。DHGL 長2 邊底水油藏的地質(zhì)認識不清導致注采層位不對應、油水井射孔位置不合理等問題影響了主力層的水驅(qū)效果，導致油藏產(chǎn)量一直遞減。本文以砂體展布特征為依據(jù)，開展構(gòu)造-巖性邊底水油藏井網(wǎng)調(diào)整和增產(chǎn)措施研究，為提高該類型邊底水油藏的水驅(qū)開發(fā)效果提供重要技術支撐。

1 油藏精細描述

DHGL 長2 油藏為構(gòu)造-巖性油藏，埋深在1 250～1 400 m，共有4 個構(gòu)造高點，走向總體呈東北西南低。儲層沉積相為三角洲相，主要分為水下分流河道相、決口扇相、河道間相以及天然堤相4 個微相。油藏沉積微相以水下分流河道為主，基本為NE-SW 走向，在沉積形成早期河道較窄，規(guī)模小，而分流間灣規(guī)模較大。隨著水動力不斷增強，河口規(guī)模不斷減小逐漸進入分流河道發(fā)育鼎盛時期，形成成片的水下分流河道微相。受河道影響，該油藏東北方向厚度大，沿河道方向逐漸過渡到油水同層和水層。

主力產(chǎn)層為長2，單砂體形態(tài)類型分為塊狀、連片狀兩種，且以連片狀為主。長2 油層的7 個小層橫向變化不大，其中長21-1小層厚度為20～26 m；長21-2小層厚度為22～25 m；長21-3小層厚度為2～26 m；長22-1小層厚度一般23～28 m；長22-2小層厚度一般25～29 m；長23-1小層厚度一般26～33 m；長23-2小層厚度一般17～24 m?？傮w來看，水下分流河道連片分布，范圍較廣的22-2小層是主力生產(chǎn)層位，其余小層為呈帶狀展布的水下分流河道；工區(qū)西北部和東南部沉積微相變化較快，砂體連通性相對較差，油井的控制程度相對有限。

2 生產(chǎn)動態(tài)分析與開發(fā)效果評價

DHGL 油藏開井數(shù)和產(chǎn)油量在2014 年達到最高峰，爾后逐年遞減。2014 年11 月至2015 年7 月為第一生產(chǎn)階段，平均產(chǎn)量遞減為4.04%；2015 年11 月至2017 年12 月為第二生產(chǎn)階段，平均產(chǎn)量遞減達到5.81%；2018 年1 月至2019 年9 月為第三生產(chǎn)階段，平均產(chǎn)量遞減0.13%。目前油田正處于穩(wěn)產(chǎn)階段，由于長2 油藏地質(zhì)規(guī)律認識不清，導致注采層位不對應、油水井射孔位置不合理。大部分含水油井存在無效注水現(xiàn)象。

2.1 生產(chǎn)井關停原因分析

截至2019 年9 月，研究區(qū)關停井251 口，占總井數(shù)的46.74%。綜合地質(zhì)及生產(chǎn)動態(tài)分析結(jié)果，認為關停原因主要有以下三個方面。

（1）構(gòu)造中低部位以及砂體厚度較薄部位含油豐度較低，油井初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快，直至不出油而關停。

（2）射孔位置與油層不對應，加上射孔厚度過大，下部油層水侵造成油井停產(chǎn)。

（3）由于地層壓力下降快、大多數(shù)井無法建立有效驅(qū)替系統(tǒng)而關停。

2.2 生產(chǎn)井高含水原因分析

根據(jù)36 口高含水井（含水率高于95%）分析結(jié)果，油井高含水主要有以下三方面原因。

2.2.1 油水同層且分異較差 長2 油藏以低孔、中低滲儲層為主，孔喉半徑小、排驅(qū)壓力高，不利于油水在儲層中滲流；地層較平緩，總體傾角不足1°。區(qū)塊整體油水分布特點為“油水同層且分異較差”，油井壓裂后油水共同產(chǎn)出，新井含水率多在60%～95%。

2.2.2 沿壓裂裂縫水竄明顯 油井均采用壓裂求產(chǎn)。為了增加油井初產(chǎn)、延緩油井產(chǎn)量遞減，油井投產(chǎn)時壓開了2～3 段含油層。對于存在注水井的壓裂井組，注入水沿壓裂縫竄進，表現(xiàn)為“裂縫方向采油井見水快、裂縫兩側(cè)油井見水慢”的生產(chǎn)動態(tài)特征。

2.2.3 平面非均質(zhì)性強 在注水過程中，壓裂縫使油井注水見效及水淹具有明顯的方向性。在注水井組內(nèi)，注采井之間儲層滲透率為生產(chǎn)井間儲層滲透率的數(shù)倍甚至十幾倍。井組長期注水形成主流線，加劇了平面矛盾，導致主流線上的油井含水率居高不下。

2.2.4 注采連通性差 18 個注采井組生產(chǎn)動態(tài)曲線均未出現(xiàn)“注水后生產(chǎn)井產(chǎn)液上升”現(xiàn)象，說明大部分注采井網(wǎng)存在注采不對應的問題。長2 層注采連通率為39%，注水受效面積為69.24×104m2，受效面積小。應該考慮砂體連通性，調(diào)整油水井注采對應關系，及時調(diào)整注采井網(wǎng)，以提高注采連通程度。

2.3 水驅(qū)開發(fā)效果評價

目前該油藏水驅(qū)控制儲量為441.43×104t，水驅(qū)控制程度為77.99%。整體進入高含水、中低采出程度開發(fā)階段，開發(fā)趨勢較平穩(wěn)，油田水驅(qū)控制程度較高。

油層產(chǎn)液、吸水狀況可反映油層動用程度的高低。統(tǒng)計11 口井的吸水剖面測試資料，油層動用程度平均為66.23%，水驅(qū)儲量動用程度較好。

油井全面投產(chǎn)后，可采儲量采油速度在0.3%左右，分析后發(fā)現(xiàn)主要是因為井網(wǎng)密度偏低，注采對應不合理，導致產(chǎn)液能力不高。

根據(jù)低滲透油藏開發(fā)分類指標（見表1），對4 項指標進行評價，該油藏有2 項指標落在二類低滲透油藏水平，2 項指標達到三類水平。DHGL 長2 區(qū)塊屬于第三類開發(fā)水平，開發(fā)效果差。

表1 DHGL 油藏開發(fā)效果評價表

3 排狀注采井網(wǎng)調(diào)整方案

延長組長2 油藏儲層物性較差，非均質(zhì)性強，原布井方案井網(wǎng)密度8.78 口/平方千米，平均井距為230 m，注水井數(shù)量少，分布不均勻，實際井距為130～500 m，需合理調(diào)整井網(wǎng)。通過測井二次精細解釋，增加含油面積，但沒有布井的位置，進行井網(wǎng)加密。采用小排距矩形井網(wǎng)為主，點狀注水為輔，增加注水井排，排距縮短至125 m。在實際布井過程中要考慮原有井網(wǎng)的影響，將研究區(qū)分為北部Ⅰ區(qū)（高產(chǎn)區(qū)）、南部Ⅱ區(qū)（中低產(chǎn)區(qū)）兩個區(qū)，分別進行井網(wǎng)調(diào)整，根據(jù)現(xiàn)有井網(wǎng)類型以及剩余油分布特征，結(jié)合鄰區(qū)經(jīng)驗，確定延長組排狀井網(wǎng)。

根據(jù)以上注采井網(wǎng)，長2 油藏恢復生產(chǎn)井15 口，新打油井4 口，調(diào)整后全區(qū)油井生產(chǎn)井73 口，注水井38 口，注采井數(shù)比為1:1.92。DHGL 長2 油藏井網(wǎng)部署統(tǒng)計結(jié)果（見表2）。

表2 DHGL 長2 油藏井網(wǎng)部署井數(shù)統(tǒng)計表

進行水驅(qū)調(diào)整合理注采參數(shù)設計論證，油水井的配產(chǎn)配注參數(shù)（見表3）。

表3 DHGL 長2 油藏配產(chǎn)配注表

采用數(shù)值模擬方法，計算了不同方案10 年開發(fā)指標，對比原井網(wǎng)和排狀注水累計產(chǎn)油量和含水率指標（見圖1、圖2），優(yōu)選累計產(chǎn)油量高、綜合含水率低的排狀注水方案作為最佳方案。

圖1 DHGL 長2 油藏累產(chǎn)油預測曲線

圖2 DHGL 長2 油藏含水率預測曲線

排狀注水方案需要新鉆注水井4 口，重點考慮在I區(qū)進行試驗。

4 油水井治理措施建議

對于低產(chǎn)低效井調(diào)整，建議采取以下措施：

（1）調(diào)整注采關系，謀求注采平衡。根據(jù)油藏開發(fā)技術政策結(jié)合油井生產(chǎn)動態(tài)，對低產(chǎn)區(qū)加強注水，調(diào)整配注量，通過精細單元注采調(diào)整，使油藏平面注采關系更趨合理。

改善吸水剖面狀況，采取補孔、增注等措施。對因注水壓力升高無法達到配注要求的注水井實施降壓增注；對吸水剖面曲線為尖峰指狀的注水井實施酸化調(diào)剖；對因儲層物性差等原因，達不到配注要求的新注水井實施酸化或爆燃壓裂。

（2）低產(chǎn)、低效井含水率較高，大部分都在90%左右。挑選部分低產(chǎn)、低效井和停產(chǎn)井，采取轉(zhuǎn)注措施，一方面可以增大注采比，增加地層能量，同時還可以適當降低油區(qū)綜合含水率。依據(jù)油藏動態(tài)特征，對全區(qū)注采井網(wǎng)和注采關系進行大規(guī)模調(diào)整后，水驅(qū)狀況明顯好轉(zhuǎn)，形成了穩(wěn)產(chǎn)的良好開發(fā)形勢。

對于高含水井調(diào)整，建議采取以下措施：

（1）封堵制約油井高產(chǎn)水的高滲透層，可以提高注入水的波及效率，從而提高原油采收率。若要保證堵水成功率，實現(xiàn)降水增油且長期有效，對選井有一定要求。油井除堵水層外有接替層，層間差異大；機械堵水還要求油井單層厚度較大，一般要求在5 m 以上；化學堵水由于較高的成本投入，要求單井剩余油飽和度較高。

（2）機采提液的機理是通過放大生產(chǎn)壓差，增加驅(qū)動壓力梯度，提高水驅(qū)采收率。在高含水期適當實施提液措施后，隨沉沒度下降井底流壓隨之降低。對于產(chǎn)液能力差的小層，降低井底流壓，提高產(chǎn)量，從而提高產(chǎn)油量。機采提液適合有接替層的油井，對部分主力層水淹井也可在主力層堵水后實施提液。

（3）根據(jù)測井解釋結(jié)果及油水井的連通關系，考慮生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注或者關井。原射孔位置對應為水層，進行卡層封堵，并對射孔位置不對應的油層進行補孔。對于二次測井解釋出油層的油井，在新解釋油層上部1/3 的位置進行補孔。

5 結(jié)論

（1）DHGL 長2 油藏存在水下分流河道、河道間、決口扇、天然堤四種沉積微相，水下分流河道微相為主要沉積微相。工區(qū)西北部和東南部沉積微相變化較快，砂體連通性相對較差，井對砂體的控制程度相對有限。

（2）生產(chǎn)動態(tài)特征顯示油藏大部分油井含水率高，存在大量無效注水。儲層構(gòu)造特征及產(chǎn)油量、射孔與產(chǎn)層錯位、驅(qū)替壓力低是關停井的主要原因。儲層油水分異差、油水同層，壓裂縫水竄，平面非均質(zhì)性強引起生產(chǎn)井高含水。

（3）水驅(qū)控制程度、水驅(qū)儲層動用程度、含水上升率、采油速度4 類指標結(jié)果綜合表明，DHGL 長2 油藏屬于三類開發(fā)水平，整體開發(fā)效果差。

（4）該油藏低產(chǎn)、低效井主要分布于區(qū)塊構(gòu)造邊緣，受邊水影響嚴重，建議采用排狀注采井網(wǎng)，調(diào)整注采工作制度、采用生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注等措施。高含水井建議采用調(diào)剖堵水、提液、轉(zhuǎn)注等調(diào)整措施。