青陽岔油區(qū)長2油藏水驅開發(fā)效果及調整治理對策

邢強薛金泉曾俊程妮謝利成

（1．延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心，陜西 延安 716000；2．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 716075）

青陽岔油區(qū)長2油藏水驅開發(fā)效果及調整治理對策

邢強1薛金泉1曾俊2程妮1謝利成1

（1．延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心，陜西 延安 716000；2．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 716075）

青陽岔油區(qū)長2油藏三權回收井較多，各種鉆井資料和動靜態(tài)資料嚴重缺失，地質認識程度較低。本文在精細油藏描述的基礎上，對現(xiàn)階段水驅開發(fā)效果進行綜合評價，研究制定了開發(fā)調整思路及相關技術政策。開發(fā)效果評價結果表明：長2油藏現(xiàn)井網(wǎng)條件下注采完善程度低，水驅控制和動用程度低，開發(fā)水平低于同類型油藏。下步需立足于現(xiàn)有注采井網(wǎng)，通過低無效井轉注增加注水井點，提高油井受控程度；同時通過油水井對應補孔、酸化、調驅等工藝措施對油藏進行綜合治理，改善水驅開發(fā)效果。

長2油藏；開發(fā)效果；水驅控制；調整治理

1 油藏地質及開發(fā)概況

靖邊油田青陽岔油區(qū)位于陜西省靖邊縣東南部的青陽岔鎮(zhèn)及小河鄉(xiāng)轄區(qū)內，油區(qū)內以長2油藏為主力油層。長2油藏包括青陽岔主塊和鄭寺-坤祥山油田，含油面積69.73Km2,石油地質儲量5598×104t，標定采收率22.0%，沉積類型為三角洲平原亞相，平均孔隙度15.85%，平均滲透率24.63×10-3μm2，屬中孔低滲構造-巖性復合油藏。

長2油藏勘探工作始于1989年，早～中期階段可延續(xù)到2002年，基本以民間市場化開采為主，此階段投產(chǎn)了大部分油井，井網(wǎng)格局已基本形成。2003年以后地質市場收歸延長油公司，2004年開展注水試驗，2006年編制了注水開發(fā)方案，2007-2008年轉注和新鉆部分注水井，油藏進入局部人工水驅開發(fā)階段。截止2014年底，油藏共有油水井1123口，綜合含水89.3%，累計產(chǎn)油440.50×104t，累計注水612.7×104m3；采油速度0.26%，地質采出程度7.87%。

2 水驅開發(fā)效果

2.1 層系、井網(wǎng)適應性評價

（1）層系適應性評價

長2油藏油氣分布及主力產(chǎn)油層基本都集中于頂部的長21，長21油藏儲層單一，包含長21-1、長21-2、長21-3三個小層。其中長21-1小層地質儲量2957.4×104t，儲量比例52.9%，在青陽岔主塊和鄭寺-坤祥山油田普遍分布；長21-2小層地質儲量1710.12×104t，儲量比例30.5%，僅在青陽岔主塊分布；長21-3小層地質儲量930.52×104t，儲量比例16.6%，在鄭寺-坤祥山南部和主塊不連片分布。由于長21-1和長21-2油藏構造形態(tài)、儲層物性、油水分布、原油性質都基本一致，長21-3分布不連片，不具備獨立開采的價值，因此從地質因素看，目前長21按照一套層系開發(fā)是合適的。

（2）井網(wǎng)適應性評價

截止2014年底，內長2油藏共有采油井922口，開井645口；注水井201口，開井167口%，總井數(shù)和開井數(shù)的注采井數(shù)比分別為1：4.6和1：3.9。按不規(guī)則面積井網(wǎng)劃分，注采井距＜350m，平均井距250m，全區(qū)劃分注采井組167個。按總井數(shù)劃分，受控油井694口，受控比例75.3%，其中單向受控井385口，占受控井總數(shù)的55.5%；按開井數(shù)劃分，受控油井511口，受控比例為79.22%，其中單向受控井252口，占受控井總數(shù)的49.31%。

可以看出，現(xiàn)有井網(wǎng)狀況和井網(wǎng)條件下，油水井利用率較低，注采井數(shù)比低，注采完善程度低。

2.2 地層能量保持狀況評價

長2油藏原始地層壓力8.64 MPa，平均飽和壓力1.11MP。從壓力測試結果看，目前平均地層壓力2.09MPa，平均壓力梯度僅0.808 MPa/100m，小于0.980 MPa/100m，平均壓力系數(shù)僅0.26，表明青陽岔區(qū)長2油藏目前地層壓力低，地層能量存在嚴重虧空。

2.3 水驅狀況評價

（1）水驅控制程度

青陽岔區(qū)長2油藏有許多三權回收井，射孔層位和厚度不清，因此無法用常規(guī)的注采連通程度來表示水驅控制程度。本次研究采用概算法進行水驅控制程度的計算，該方法的理論基礎是水驅控制程度與注采井數(shù)比、砂體規(guī)模和井網(wǎng)密度有關。計算公式如下：

式中：

s——水驅控制程度；

ε——采油井數(shù)/注水井數(shù)；

λ——油藏非均質特征正常數(shù)；

j——注水方式特征參數(shù)，即井網(wǎng)系統(tǒng)單井控制面積與井距平方間的換算系數(shù)（四點與七點j=0.866，五點與九點j=1）；

a一平均井距，m；

A一油砂體面積或獨立注采單元面積，km2

結合青陽岔油田的地質條件和注水控制的含油范圍的大小，并考慮到目前井網(wǎng)特征，公式中各計算參數(shù)取值為：ε取4.39（采油井開井645口，注水井開井147口），λ取0.105，A取0.95，j取0.866，a取250，通過以上參數(shù)計算得到的水驅控制程度值為66.7%。

（2）水驅動用程度

由于青陽岔長2油藏井網(wǎng)完善程度低，吸水剖面資料少，且目前為邊底水和人工水驅混合驅動，無法利用吸水剖面法計算水驅動用程度程度。本次研究采用丙型水驅特征曲線方法確定水驅動用程度。

丙型水驅特征曲線的數(shù)學表達式為：

圖1 長2油藏甲型水驅特征曲線

圖2 長2油藏含水與采出程度關系曲線

其中：LP——累積產(chǎn)液量，×104t；

NP——累積產(chǎn)油量，×104t；

NOM——可動油儲量，×104t；

N——地質儲量，×104t；

ROM——儲量動用程度，小數(shù)。

長2油藏的地質儲量為5598×104t,根據(jù)相滲曲線確定的束縛水飽和度為37.0%，殘余油飽和度為29.0%；丙型水驅特征曲線的數(shù)學表達式為Lp/Np=2.7852+0.0009Lp,其斜率B*為0.0009。因此，根據(jù)以上公式計算出的水驅儲量動用程度為36.8%。

2.4 采收率分析及評價

采用甲型水驅特征曲線和童氏圖版計算青陽岔長2油藏實際采收率分別為15.86%和19.5%，從圖中可以看出，與理論采收率22.0%相比較，目前長2油藏實際采收率值是偏低的，開發(fā)效果在同類型油藏中屬較低水平。(見圖1、圖2)

2.5 水驅開發(fā)效果綜合評價

綜合以上分析，根據(jù)水驅指標、地層能量指標、采收率指標，結合油藏目前產(chǎn)油能力，參照石油行業(yè)低滲透油藏開發(fā)水平分類標準，青陽岔油區(qū)長2油藏開發(fā)水平為三類。

表1 青陽岔油區(qū)長2油藏開發(fā)指標評價表

3 調整治理對策

3.1 開發(fā)調整技術政策

（1）開發(fā)方式、開發(fā)層系及井網(wǎng)方式

開發(fā)方式：根據(jù)取心井靖探296井水驅油試驗結果，長2無水期驅油效率為24.9%，最終水驅油效率為54.8%，表明注水開發(fā)仍是長2油藏最合適的開發(fā)方式。

表2 靖探296井水驅油數(shù)據(jù)表

開發(fā)層系：從層系適應性評價來看，按照目前的一套開發(fā)層系是合適的，無需進行層系調整。

井網(wǎng)方式：長2油藏基礎井網(wǎng)以不規(guī)則三角形井網(wǎng)為主，注水開發(fā)時選擇了點狀不規(guī)則注水方式或局部不規(guī)則面積注水。根據(jù)目前井網(wǎng)密度和注采井距，注采井網(wǎng)不可能進行大的調整，仍采用不規(guī)則點狀或面積注水方式。

（2）注采井距

利用低滲透油藏極限控制半徑計算公式：

長2油藏平均滲透率24.63×10-3μm2，平均地下原油粘度7.8mPa.s，生產(chǎn)壓差按8.59MPa計算（合理地層壓力為原始地層壓力的110%，合理流壓為飽和壓力的2/3），據(jù)此計算出的極限井距為110m，考慮裂縫延伸長度，則平均注采井距為247m。

目前青陽岔長2油藏絕大部分井為三權回收井，井網(wǎng)不規(guī)則，最大、最小井距分別是332m、57m，平均井距250m，基本滿足注水開發(fā)的需要，無需進行大規(guī)模井網(wǎng)加密。

（3）井網(wǎng)密度

根據(jù)我國144個油田或開發(fā)單元的實際資料，當流度小于5時，最終采收率與井網(wǎng)密度的經(jīng)驗公式如下：

式中：

ED—采收率，小數(shù)；

s—井網(wǎng)密度，ha/well；

長2油藏平均滲透率為24.63×10-3μm2，地層原油粘度為7.8mPa.s，流度為3.16×10-3μm2/mPa.s。據(jù)此，按注水開發(fā)最終采收率為22.0%計算，相應的井網(wǎng)密度為16.9口/km2。

（4）注采比依據(jù)注采平衡原則，低滲油藏年注采比要保持在1.0-1.5之間。具體到青陽岔長2油藏，目前地層壓力水平低，注采比僅0.71，需要增加注水井點和注水量，另外考慮到無效注水、裂縫竄流等因素，建議現(xiàn)階段注采比整體上要保持在2.0-2.5之間。

3.2 調整治理對策

針對開發(fā)中存在的注采完善程度低、水驅動用低、采出程度低等問題，長2油藏下步調整治理的思路是：以提高水驅控制程度為主線，以提高油藏產(chǎn)油能力為目標，通過完善、優(yōu)化注采井網(wǎng)，調整注水、產(chǎn)液結構，努力改善注水開發(fā)效果。

具體調整治理對策：

（1）優(yōu)選部分低無效油井轉注，增加注水井點，進一步完善注采井網(wǎng)；

（2）對因未射孔或隔夾層影響而造成小層注采不對應的井組，利用油水井對應補孔完善注采關系；

（3）對由于注水井層內指進引起油井高含水的井組，對注水井采取深部調驅措施，擴大注入水波及體積，改善水驅效果；

（4）優(yōu)選部分受控不見效的低產(chǎn)油井實施酸化引效措施。

首批調整治理工作量如下：