低滲透油藏差異化調(diào)整配套技術(shù)探索與實(shí)踐

閆鈺琦 劉磊峰 白惠文 王曉輝(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

0 引言

延長油田在資源匱乏、品位下降、投資乏力、政策紅線趨緊等諸多不利形勢下，堅(jiān)持技術(shù)與管理并舉，求真務(wù)實(shí)，攻堅(jiān)啃硬，取得了顯著成效。目前，水驅(qū)開發(fā)油藏已成為延長油田的開發(fā)主體，下一步提高水驅(qū)油藏開發(fā)水平和開發(fā)效益是保障油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要戰(zhàn)略方向和戰(zhàn)略陣地。

1 概況

為了加快解決油田注水開發(fā)中存在的突出問題，總結(jié)推廣成功經(jīng)驗(yàn)。延長油田連續(xù)啟動兩個“三年注水大會戰(zhàn)”，并取得了顯著成效。會戰(zhàn)期間，重點(diǎn)從油田注水區(qū)塊中選取不同油藏類型、開發(fā)矛盾的典型區(qū)塊，進(jìn)行綜合治理，5年以來，通過不斷深化油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識，在注水精細(xì)調(diào)控工作中，逐步建立和完善了油田高效開發(fā)技術(shù)系列，為延長油田實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和高質(zhì)量發(fā)展發(fā)揮重要作用。

2 差異化調(diào)控技術(shù)

(1)侏羅系延安組單層系邊水油藏注水開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)，針對儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、邊底水不發(fā)育、平面連通性較差，主要受巖性控制的油藏。如靖邊老莊項(xiàng)目區(qū)、吳起柳溝北、定邊學(xué)莊等區(qū)塊，采用面積注水方式完善井網(wǎng)，補(bǔ)充地層能量，建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，后期強(qiáng)化動態(tài)監(jiān)測，合理控制生產(chǎn)壓差，低含水期注采比保持在1.0左右，高含水期注采比1.2～1.5之間。目前平均單井產(chǎn)量、含水上升率、采油速度、自然遞減率等重點(diǎn)指標(biāo)都好于鄰區(qū)油田水平，經(jīng)過初步評價預(yù)測，采收率將達(dá)到40%以上。

延安組巖性控制油藏采油參數(shù)推薦如表1所示。

表1 延安組巖性控制油藏采油參數(shù)推薦表

(2)侏羅系延安組單層系底水油藏注水開發(fā)井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)，針對儲層邊底水發(fā)育，非均質(zhì)性弱，連通性好，主要受構(gòu)造控制的延安組油藏。如吳起柳溝南、周長，靖邊曹崾峴、大陽灣等區(qū)塊，采取“整體溫和，外強(qiáng)內(nèi)弱”的注水政策，邊部注水完善井網(wǎng)，補(bǔ)充地層能量，防止底水錐進(jìn)、邊水指進(jìn)，后期采取邊部結(jié)合內(nèi)部注水提高水驅(qū)控制程度。

延安組構(gòu)造控制油藏生產(chǎn)參數(shù)推薦如表2所示。

表2 延安組構(gòu)造控制油藏生產(chǎn)參數(shù)推薦表

(3)延長組長2油藏“強(qiáng)化注水”技術(shù)，主要針對開采年限長，地層能量虧空嚴(yán)重、低產(chǎn)低效問題突出的長2油藏，杏子川郝家坪、靖邊青陽岔、定邊東韓、橫山白狼城等區(qū)塊，采用“小砂量、小砂比、小排量”的原則。前期完善注采井網(wǎng)，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)，待地層壓力得到一定恢復(fù)后，實(shí)施縱向剖面調(diào)整，擴(kuò)大水驅(qū)動用程度，進(jìn)一步改善開發(fā)效果。目前自然遞減率、含水上升率等指標(biāo)優(yōu)于鄰區(qū)油田水平，白狼城預(yù)測采收率將達(dá)到36%以上，超過長慶油田同類水平。

(4)延長組長2油藏水淹水竄綜合治理技術(shù)，針對儲層相對富集，初期產(chǎn)量高、遞減快，水淹水竄無效循環(huán)嚴(yán)重，關(guān)停井?dāng)?shù)多，低產(chǎn)低效長2油藏。如寶塔豐富川、甘泉下寺灣，靖邊青陽岔等區(qū)塊，在精細(xì)油藏認(rèn)識的基礎(chǔ)上，選取部分區(qū)塊開展綜合治理試驗(yàn)。采用分層隔排調(diào)整，拉大注采井距，重建注采井網(wǎng)，同步實(shí)施關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、堵綜合治理，改善開發(fā)效果。

(5)延長組長6油藏“多點(diǎn)溫和”注水調(diào)控技術(shù)，針對縱向含油小層多，橫向連通差，層間微裂縫發(fā)育；儲層物性差、吸水能力弱、壓力傳導(dǎo)慢；開發(fā)年限長，井網(wǎng)已定型，開發(fā)初期均經(jīng)過大規(guī)模壓裂等特點(diǎn)。如吳起、志丹、定邊、靖邊、杏子川等西部長6油區(qū)。以建立起有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)為階段目標(biāo)，充分考慮儲層特征和開采狀況，合理調(diào)整注采井網(wǎng)，均衡補(bǔ)充地層能量，保持合理注水強(qiáng)度 2.4～6.53m3/m·d。因此，提出“多點(diǎn)溫和、點(diǎn)弱面強(qiáng)、差異配注、整體平衡”開發(fā)調(diào)整，取得良好效果。目前平均單井產(chǎn)量由0.75噸上升到1.6噸，接近于鄰區(qū)長慶水平，綜合含水五年基本保持平穩(wěn)，預(yù)測采收率將達(dá)到25%以上；目前在綜合含水、自然遞減等指標(biāo)好于鄰區(qū)長慶油田

(6)多層系開發(fā)油藏注采井網(wǎng)調(diào)整技術(shù)，針對縱向上含油層系多，注采嚴(yán)重不對應(yīng)，各層系動用程度不均衡，注水效率低下。如西部吳起、志丹、定邊等采油廠所屬縱向含油層系較多油藏，細(xì)分注水單元，重新部署井網(wǎng)，按照分而治之思路，分別建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)。

3 “一區(qū)一策”制度化，為目標(biāo)精細(xì)調(diào)控提供活力

白狼城注水項(xiàng)目區(qū)項(xiàng)2012產(chǎn)量主要集中在南部和西南部，且單井產(chǎn)水量較高，綜合含水較高，其余采油井呈現(xiàn)低產(chǎn)低效的特征，如圖1所示，對比2020年產(chǎn)量餅狀圖可以發(fā)現(xiàn)隨著注水開發(fā)的進(jìn)行，項(xiàng)目區(qū)中部和南部區(qū)域，產(chǎn)液量上升幅度較大，說明項(xiàng)目區(qū)注水開發(fā)效果較好。但是項(xiàng)目區(qū)各區(qū)域注水開發(fā)效果又具有差異性，北部及中部低產(chǎn)低效井，注水開發(fā)后隨產(chǎn)液量增加綜合含水上升較多已達(dá)到特高含水階段，南部區(qū)域隨產(chǎn)液量增加綜合含水有所上升(如圖2所示)，因此需結(jié)合地質(zhì)，油藏及開發(fā)現(xiàn)狀對項(xiàng)目區(qū)各個區(qū)域制定“一區(qū)一策”技術(shù)制度，北部以及中部以“控制邊上推進(jìn)速度”為主，保持低注采比，中部以西部“強(qiáng)化動態(tài)調(diào)配，實(shí)現(xiàn)區(qū)域穩(wěn)產(chǎn)”為主，通過強(qiáng)化動態(tài)分析和注水調(diào)配，保持注采平衡，東部強(qiáng)化注水，實(shí)時提液，實(shí)現(xiàn)高液高產(chǎn)。

圖1 產(chǎn)量餅狀圖

圖2 含水等值線綜合圖

4 主要認(rèn)識

(1)實(shí)施油藏分類調(diào)整、完善注采井網(wǎng)、差異化調(diào)控技術(shù)，提高水驅(qū)控制程度和動用程度是夯實(shí)油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)的關(guān)鍵。

(2)配套技術(shù)的完善和應(yīng)用，是進(jìn)一步改善油藏開發(fā)效果，提高油藏采收率的有效保障。

(3)以建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)為目的，針對不同開發(fā)單元，制定差異化調(diào)整對策，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替和有效驅(qū)替，改善開發(fā)效益

(4)推行“一區(qū)一策”技術(shù)管理政策，實(shí)現(xiàn)油藏動態(tài)分析的制度化、日?；途?xì)化，是提高油藏經(jīng)營管理水平的有效手段。

5 結(jié)語

低滲透油藏在我國儲量豐富，占據(jù)了化石能源的半壁江山，目前注水開采技術(shù)是成本最低、效率最高的開采方法，深入分析注水技術(shù)的生產(chǎn)特征與影響因素、并在現(xiàn)有基礎(chǔ)上對其進(jìn)行改良和提升，是迫在眉睫的問題，它能夠有效緩解我國資源緊張的局面，合理降低開采成本并提高采收率，增加經(jīng)濟(jì)收益，為我國油氣資源開采帶來機(jī)遇，進(jìn)一步推動我國工業(yè)的發(fā)展與經(jīng)濟(jì)的進(jìn)步。