延長油田注水開發(fā)技術(shù)研究及礦場實踐

張 剛，劉 杰，白耀文，杜秀秀，高 萌.

(延長油田股份有限公司定邊釆油廠，陜西榆林 718600)

延長油田處于黃土高原之中，主要開發(fā)層系為侏羅系延安組的延4+5—延10油層組和三疊系延長組的長1—長10油層組，依據(jù)沉積特征及成藏條件可分為延安組油藏、長2油藏、長6油藏。其中，延安組為邊底水發(fā)育的巖性—構(gòu)造雙重控制油藏，滲透率為4.56～81.05 mD；長2油藏主要受巖性控制，局部發(fā)育弱邊底水，滲透率為2.03～20.26 mD；長6油藏為巖性控制特低—超低滲透油藏，儲層物性差，縱向復合連片，滲透率為0.50～5.0 mD。不同類型油藏的儲層特征決定了不同注水開發(fā)區(qū)塊數(shù)的差異性，加劇了注水區(qū)塊水驅(qū)動態(tài)變化規(guī)律的復雜性，加大了注水開發(fā)效果評價、注采參數(shù)優(yōu)化和開發(fā)指標精確預測的難度[1-5]。

延長油區(qū)水資源匱乏，地面條件惡劣，整體注水滯后，且井網(wǎng)不完善，嚴重制約了油田的高效開發(fā)，近年通過采取補救性注水開發(fā)，取得了顯著的增油效果。2015年延長油田開展第一階段全油田8個重要注水示范區(qū)建設(shè)和2017年開展第二階段19個廠級注水示范區(qū)建設(shè)，以點帶面全面加強延長油田注水工作，截至2018年12月底延長油田共有注水開發(fā)區(qū)塊127個，占到全油田開發(fā)區(qū)塊的84.7%，可評價注水區(qū)塊113個，占到全油田開發(fā)區(qū)塊數(shù)的75.3%，水驅(qū)面積占全油田動用含油面積的54.40%，水驅(qū)儲量占全油田動用儲量的59.50%，注水開發(fā)儼然已成為延長千萬噸大油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)措施。通過多年探索，室內(nèi)科研結(jié)合礦場實踐，形成了適合延長油田特低滲油藏的注水開發(fā)技術(shù)，有效支撐了延長千萬噸穩(wěn)產(chǎn)。

1 注水開發(fā)技術(shù)政策研究

1.1 注采井網(wǎng)優(yōu)化

延長油田特低滲儲層投產(chǎn)需壓裂，考慮到裂縫水竄的問題，為減緩沿裂縫方向油井過早見水的矛盾，研究了排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)、反七點井網(wǎng)、菱形反九點井網(wǎng)的適應(yīng)性，井網(wǎng)形式如圖1所示。

圖1 4種典型井網(wǎng)示意圖Fig.1 Four typical pattern diagrams

模擬得到排狀井網(wǎng)、五點井網(wǎng)、反七點井網(wǎng)、菱形反九點井網(wǎng)日產(chǎn)油量、累計產(chǎn)油量，結(jié)果如圖2所示?？芍?，反七點井網(wǎng)、五點井網(wǎng)在生產(chǎn)初期具有較高的日產(chǎn)量，同時五點井網(wǎng)的遞減也最大；反七點井網(wǎng)具有與五點井網(wǎng)相似的變化趨勢；排狀井網(wǎng)長時間保持了穩(wěn)定的產(chǎn)量，具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期；而菱形反九點井網(wǎng)與反七點井網(wǎng)和五點井網(wǎng)對比，不但具有較高的產(chǎn)量，同時具有較低的遞減率。對于累計產(chǎn)油量對比，菱形反九點井網(wǎng)具有最高的累計采油量，同時增加裂縫方向上的井距，縮小垂直于裂縫方向上的排距，改善了油井在平面各方向的滲流場，增大了邊井的受效程度，延緩了角井方向的見水時間。

圖2 典型井網(wǎng)形式優(yōu)化Fig.2 Typical pattern optimization

1.1.1 排距優(yōu)化

對比菱形反九點井網(wǎng)下不同排距對日產(chǎn)油量、累計產(chǎn)油量的影響，模擬結(jié)果如圖3所示?？芍?，排距為150 m時日產(chǎn)量最大，其次為180 m排距時的日產(chǎn)量，再次是120 m排距時的日產(chǎn)量，最后是210 m排距時的日產(chǎn)量。菱形反九點井網(wǎng)下各種排距下的產(chǎn)量遞減率相似，產(chǎn)量都較為平穩(wěn)，穩(wěn)產(chǎn)期較長，產(chǎn)量與排距不存在正相關(guān)關(guān)系。累計采油量對比：與日產(chǎn)量對比相同，150 m時累計產(chǎn)量最大，180 m次之。綜合經(jīng)濟評價結(jié)果：150～180 m排距最優(yōu)。

圖3 菱形反九點井網(wǎng)井排距優(yōu)化Fig.3 Optimization of rhomboid reverse nine-point pattern spacing

1.1.2 井距優(yōu)化

對比菱形反九點井網(wǎng)下日產(chǎn)油量、累計產(chǎn)油量的變化，模擬結(jié)果如圖4所示?？芍?，480 m、540 m與600 m井距時的日產(chǎn)油量隨著井距的增加不斷均勻下降，當井距為420 m時日產(chǎn)量初產(chǎn)顯著增加，井距過小容易建立有效驅(qū)替系統(tǒng)，初產(chǎn)較好但是穩(wěn)產(chǎn)能力較差。累計產(chǎn)油量對比：540 m與600 m井距時累計產(chǎn)油較低，井距420 m和480 m最終累產(chǎn)油基本相同，但是井距420 m可以縮短油田開發(fā)周期。綜合評價結(jié)果：420～480 m井距最優(yōu)。

圖4 菱形反九點井網(wǎng)不同井距下開發(fā)曲線對比Fig.4 Comparison of development curves under different spacing of diamond reverse nine-point well pattern

1.2 合理注水壓力的確定

合理單井注水壓力既要保證克服一定的啟動壓力梯度，注得進去，滿足合理配注要求，又要避免壓力過高，產(chǎn)生次生裂縫，沿裂縫發(fā)生水竄水淹[6-10]。因此合理單井注水壓力的確定遵循以下3個原則：

(1)注水壓力大于注水啟動壓力；

(2)注水壓力小于裂縫延伸壓力；

(3)保證水驅(qū)前緣盡量均勻推進。

其中，啟動壓力可以通過定期測試單井吸水指示曲線獲得，裂縫延伸壓力可以通過求取注水井對應(yīng)油井的壓裂裂縫延伸壓力獲得。裂縫延伸壓力是井組所有油井實際壓裂施工壓力值，由圖5、圖6可知，注水壓力在8～10 MPa范圍內(nèi)滿足以上3個條件，因此為合理注水壓力。

圖5 注水井注水指示曲線Fig.5 Water injection well indication curve

圖6 生產(chǎn)井壓裂施工曲線Fig.6 Production well fracturing construction curve

1.3 合理地層壓力的確定

地層壓力保持水平以地層平均壓力與地層原始壓力比值pR=p/pi作為評價標準。根據(jù)標準《油田開發(fā)水平分級》(SY/T 6219-1996)中的有關(guān)規(guī)定[11-12]，能量保持水平分為以下3類(表1)：

表1 合理地層壓力保持水平評價標準Table 1 Evaluation criteria for reasonable formation pressure maintenance level

一類：地層壓力為保持在原始飽和壓力的85%以上，滿足油井生產(chǎn)井排液的同時不會造成油層產(chǎn)生脫氣，影響原油的流動性。

二類：未造成油層脫氣，但無法滿足生產(chǎn)井排液需求。

三類：造成油層脫氣，未能滿足油井排液需求。

延長特低滲油藏為低壓油藏，需要保持較高的壓力水平，可以克服啟動壓力梯度，實現(xiàn)高效的驅(qū)替開發(fā)。由于延長特低滲儲層脆性物質(zhì)含量高，過高的地層壓力會產(chǎn)生較多次生裂縫，溝通天然裂縫和人工裂縫，容易造成注入水沿裂縫發(fā)生水竄[12-16]，因此，地層壓力保持水平并不是越高越好，而是要在合理的范圍之內(nèi)。

利用地層壓力保持水平和階段注采比兩個參數(shù)來實現(xiàn)礦場注水優(yōu)化。遵循既要保持注采平衡又要長期有效生產(chǎn)，取得較高采收率的原則，實踐表明延長特低滲油藏油層壓力保持水平為85%左右，考慮部分注水的外溢，累計注采比略高一些，但不宜過大。通過數(shù)值模擬得出注采比最佳范圍為0.9～1.1。

1.4 合理注水強度的確定

特低滲油藏非均質(zhì)性現(xiàn)象嚴重，非均質(zhì)性對驅(qū)油效率的影響較大，影響程度一般大于30%，適度控制注水強度可以削弱非均質(zhì)性現(xiàn)象對驅(qū)油效率的影響。通過現(xiàn)場大量生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計研究、見水速度與注水強度關(guān)系統(tǒng)計結(jié)果(圖7),根據(jù)延長油田合理生產(chǎn)制度，見水速度控制在2 m/d，得出合理注水強度小于2.5 m3/(d·m)；而根據(jù)延長油田儲層滲透率分布及特征，得出合理注水強度應(yīng)小于1.8 m3/(d·m)。不同區(qū)塊由于物性的差別，需要結(jié)合礦場生產(chǎn)實際情況及室內(nèi)實驗確定最佳注水強度。

圖7 見水速度與注水強度關(guān)系Fig.7 Relationship between water penetration rate and water intensity

1.5 合理注水速度的確定

為了確定合理的注水速度，考慮非線性油藏數(shù)值模擬技術(shù)，以含水率95%時的采出程度為目標，進行注水速度參數(shù)優(yōu)化(圖8)?？芍芯繀^(qū)日注水量取值為8 m3/d，預測采出程度最高為17.4%。當日注水量小于最佳注水量時，注水速度小于最佳注水速度，驅(qū)替作用沒有充分發(fā)揮；當日注水量大于最佳注水量時，注水速度大于最佳注水速度，注水速度快過滲吸作用不能充分發(fā)揮，水驅(qū)采收率降低。

圖8 日注水量與采出程度關(guān)系曲線Fig.8 Relation curve of daily water injection and recovery degree

通過注水技術(shù)關(guān)鍵參數(shù)研究，分區(qū)域類型對延長油田特低滲油藏主力開發(fā)層位制定了常規(guī)井開發(fā)的注水技術(shù)政策，見表2，表中的理論注采比、地層壓力保持水平、注水壓力參數(shù)確定采用單因素指標優(yōu)化得出，在實際油田應(yīng)用中應(yīng)結(jié)合實際情況盡可能地滿足各指標。

表2 特低滲油藏注水技術(shù)政策Table 2 Water injection technology policy for extra-low permeability reservoirs

2 礦場實施效果

2.1 延長油田注水效果

延長油田開發(fā)效果逐步改善，注水規(guī)模逐年增大，水驅(qū)面積由2010年的785 km2增加至2018年的3 770 km2，水驅(qū)儲量由2010年的5.96×108t增加至2018年的18.17×108t，水驅(qū)面積占全油田動用含油面積的55.83%，水驅(qū)儲量占全油田動用儲量的65.57%；油田自然遞減率逐年下降，自然遞減率由2010年的13.67%降至2018年的11.90 km2；注水開發(fā)區(qū)塊地層壓力逐年恢復，壓力保持水平逐年提高，油田平均地層壓力由2011年的3.36 MPa逐步恢復到2014年的3.69 MPa(圖9)，目前油田壓力保持水平為53.7%。注水開發(fā)效果顯著提高，開發(fā)形勢明顯好轉(zhuǎn)。

圖9 延長油田2010—2018開發(fā)指標變化Fig.9 Yanchang oilfield development index changes over the years

2.2 典型區(qū)塊注水效果

橫山白狼城油區(qū)生產(chǎn)層位為長2油藏，油藏中深為753 m，孔隙度為16.4%，滲透率為18.9 mD，石油地質(zhì)儲量為1 201.3×104t，平均注采井距為220 m。油區(qū)經(jīng)歷了天然能量衰竭式、局部注水、精細注水3個階段。其中天然能量衰竭式開發(fā)階段區(qū)塊產(chǎn)量快速遞減，4年間區(qū)塊產(chǎn)量由10.95×104t的峰值下降到8.71×104t，階段年平均自然遞減率為7.40%。局部注水開發(fā)階段，區(qū)塊年產(chǎn)量遞減減緩，年平均自然遞減率為3.62%。2016年區(qū)塊實施全面精細注水開發(fā)，制定配套的注水技術(shù)對策，控制注水壓力，注采比調(diào)整為1.1，地層壓力溫和抬升，由1.9 MPa上升到3.59 MPa，三向及以上受效油井增多，單井日產(chǎn)油為3.0 t/d，含水為57%，低于油區(qū)綜合含水75%。含水穩(wěn)定在72%，水驅(qū)動用程度持續(xù)增加，含水上升率控制在1.5%以下。如圖10開發(fā)指標所示，整體開發(fā)呈現(xiàn)良好態(tài)勢。

圖10 開發(fā)指標對比Fig.10 Development indexes comparison

3 結(jié)論及認識

(1)通過應(yīng)用室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬手段對注采井網(wǎng)、注水壓力、注水強度、地層壓力、注水速度等參數(shù)進行詳細研究，得到延長油田注水開發(fā)技術(shù)政策，對延長油田實施精細化注水起到重要的支撐作用。礦場實施后，注水區(qū)塊單井產(chǎn)量顯著提升，地層壓力明顯恢復，自然遞減顯著下降。

(2)延長油田油藏類型多樣，油水滲流規(guī)律復雜，不同注水開發(fā)區(qū)塊的差異性明顯，加大了注采參數(shù)優(yōu)化和技術(shù)政策的難度。為了適應(yīng)油田注水開發(fā)的需求，后期應(yīng)該強化油藏動態(tài)監(jiān)測，強化C/O比測井和檢查井取心等一系列剩余油監(jiān)測，綜合應(yīng)用油藏工程及油藏數(shù)值模擬等多種手段，實現(xiàn)注水技術(shù)政策在時間和空間上的自適應(yīng)匹配。