延長(zhǎng)油田C6低滲低壓油藏注水優(yōu)化技術(shù)
——以延長(zhǎng)油田西部X3井區(qū)為例

艾小凡，陳 靜，郭棟棟

(延長(zhǎng)油田股份有限公司 注水項(xiàng)目區(qū)管理指揮部，陜西 延安 716000)

1 區(qū)塊概況

X3井區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶中東部，主力層位為延長(zhǎng)組C6油層，油藏類型為典型的彈性溶解氣驅(qū)巖性油藏。該區(qū)油藏平均孔隙度為10.80%、平均滲透率為1.54×10-3μm2，呈低孔特低滲特點(diǎn)。1998年施鉆區(qū)內(nèi)第一口探井，于C6層鉆遇良好油層，并試獲工業(yè)油流。從圖1可以看出，2011年投入注水開發(fā)，隨著開發(fā)的深入，該區(qū)開發(fā)效果變差，特別是注水效果不明顯，措施井效果不理想。該區(qū)域面積8.4 km2，儲(chǔ)量398.19×104t。截至2020年10月底，總井?dāng)?shù)為98口，其中采油井82口(開井56口)，注水井16口(開井10口)，日產(chǎn)液87.4 m3，日產(chǎn)油48.5 t，綜合含水33.1%，累計(jì)產(chǎn)液52.7×104m3，累計(jì)產(chǎn)油31.7×104t，累計(jì)注水19.3×104m3，累計(jì)注采比為0.28。

該井區(qū)油藏總體為巖性油藏，主力層為C6，驅(qū)動(dòng)方式為彈性溶解氣驅(qū)。該區(qū)C6油層組劃分為C61、C62、C63和C64四個(gè)油層亞組，主力儲(chǔ)層為C63，其次為C62，其他小層砂體不發(fā)育，剩余油分布少。結(jié)合該區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6層沉積相剖面圖(圖2A、圖2B)可知，C62層及C63層砂體連續(xù)性較好，厚度起伏不大，發(fā)育較為穩(wěn)定。該區(qū)C63是水下分流河道最發(fā)育期，又細(xì)分為C63-2和C63-1兩個(gè)時(shí)期。

圖1 X3井區(qū)綜合開發(fā)曲線

A.垂直物源方向

B.順物源方向

2 注水開發(fā)特征分析

2.1 現(xiàn)狀分析

該區(qū)部分井組主力儲(chǔ)層存在注采不對(duì)應(yīng)，有注無(wú)采或有采無(wú)注現(xiàn)象，例如杏5-6注水井注水層位C64和C7，周圍7口采油井生產(chǎn)層位為C62、C63-1和C63-2，7口油井層位全部不對(duì)應(yīng)。統(tǒng)計(jì)2020年12月數(shù)據(jù)表明，該區(qū)C63-1水驅(qū)控制程度為83.0%；C63-2水驅(qū)控制程度為66.4%；C62水驅(qū)控制程度為71.4%。該區(qū)壓力保持水平為68%，地層能量虧空嚴(yán)重。

2.2 注采井網(wǎng)布置分析

該區(qū)內(nèi)油水井部署缺乏統(tǒng)一考慮，且區(qū)內(nèi)開采地形復(fù)雜，井網(wǎng)布置合理性較差。開釆井與注水井比例不均，全區(qū)尚有17.1%的采油井無(wú)對(duì)應(yīng)注水井(表1)，導(dǎo)致局部油井間無(wú)水驅(qū)效果或水驅(qū)效果較差，形成水動(dòng)力滯留區(qū)域，從而引起區(qū)內(nèi)開采難度增大，部分地區(qū)剩余油富集。

表1 X3區(qū)塊油井受效方向統(tǒng)計(jì)表

2.3 地層能量分析

X3井區(qū)自投入開發(fā)至2010年底，地層壓力虧損較為嚴(yán)重。該區(qū)原始地層壓力在9.347～10.364 MPa，杏10井在2018年測(cè)得地層壓力為2.584 MPa，2012年大規(guī)模注水開發(fā)后，壓力并沒有得到有效恢復(fù)，從地層虧空程度來(lái)看(圖3)，自X3井區(qū)2000年正式投入開發(fā)以來(lái)，累積產(chǎn)液52.7×104m3、注入水19.3×104m3，地層虧空嚴(yán)重。2012年注水后，虧空并沒有得到緩解，該區(qū)整體依然處于嚴(yán)重虧空狀態(tài)。由于注水量不足、儲(chǔ)層致密、井距偏大等原因，油藏未能建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)[1]，地層壓力保持水平低、能量總體仍處于虧損狀態(tài)，導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)大量原油無(wú)法產(chǎn)出，產(chǎn)量下降。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，該區(qū)平均單井日均產(chǎn)量低于1 t，在生產(chǎn)上表現(xiàn)為低產(chǎn)、低效井較多，油井產(chǎn)能明顯不足。

圖3 X3井區(qū)累計(jì)虧空量直方圖

3 注水開發(fā)優(yōu)化技術(shù)

3.1 完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)控制程度

2010年底，X3井區(qū)注采井?dāng)?shù)比為1∶5.13，水驅(qū)控制面積占該區(qū)的70%。針對(duì)X3井區(qū)低產(chǎn)低效、注采層位不對(duì)應(yīng)等情況，經(jīng)過(guò)油藏地質(zhì)等研究，決定采油井轉(zhuǎn)注12口以達(dá)到井網(wǎng)完善及注采對(duì)應(yīng)的目的。調(diào)整后注采井?dāng)?shù)比提高到目前的1∶2.5(圖4)。

圖4 X3井區(qū)調(diào)整后注采井網(wǎng)圖

在井網(wǎng)完善的基礎(chǔ)上，對(duì)地層能量得到恢復(fù)的區(qū)塊中部分油水井進(jìn)行措施改造，包括改層、補(bǔ)孔、合采等措施方式共6井次(表2)。

表2 X3井區(qū)技改井統(tǒng)計(jì)表

3.2 點(diǎn)弱面強(qiáng)、多點(diǎn)溫和的方式補(bǔ)充地層能量

油井均經(jīng)過(guò)大規(guī)模壓裂，注水井多為油井轉(zhuǎn)注，要建立起有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，就必須考慮已形成的優(yōu)勢(shì)通道，防止當(dāng)配注過(guò)大時(shí)，油井出現(xiàn)水淹、水竄、側(cè)向不受益等不利情況[2-3]。由于低滲透油藏長(zhǎng)期注水開發(fā)易形成注水誘導(dǎo)裂縫[4-5]，裂縫發(fā)育區(qū)域油井易出現(xiàn)暴性水淹或高含水現(xiàn)象，導(dǎo)致注水井與采油井之間形成無(wú)效水循環(huán)通道，另外該區(qū)實(shí)際井距遠(yuǎn)近不等，為了防止采油井過(guò)快水淹，必須確定合理注采比[6-8]，逐步恢復(fù)油區(qū)的地層壓力，根據(jù)油層地層壓力的恢復(fù)情況分階段確定注采比，因此總體原則為，在注水前期，由于地層能量虧空嚴(yán)重，油井產(chǎn)液過(guò)低，在地層吸水能力足夠且油井不出現(xiàn)水淹的前提下盡可能以較大的注水量注水，讓地層壓力以較快的速度恢復(fù)，故初期的注采比類比同類油田的經(jīng)驗(yàn)設(shè)定為1.3～1.6；到注水中后期(綜合含水大于80%)，地層壓力保持水平較高，生產(chǎn)壓差可以適當(dāng)放大來(lái)提高產(chǎn)液量，此時(shí)注水要注意控制區(qū)域整體含水上升速度及防止油井水淹，故可以按照較低的注采比注水，一般為0.8～1.1。在整個(gè)注水開發(fā)過(guò)程中，為了讓區(qū)域平面上受效均衡，地層壓力整體分布均勻，必須根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況進(jìn)行單井注水量調(diào)整，總體原則是對(duì)于長(zhǎng)期注水不受效或受效不明顯的井組可以適當(dāng)加大注水強(qiáng)度，而對(duì)于有油井出現(xiàn)水淹或者整體含水較高的井組則嚴(yán)格控制注水強(qiáng)度。

3.3 通過(guò)強(qiáng)化油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，實(shí)現(xiàn)注水的科學(xué)調(diào)配

完善注采井網(wǎng)后，定期進(jìn)行吸水剖面、產(chǎn)出剖面、壓降測(cè)試等動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，為油藏動(dòng)態(tài)分析提供可靠依據(jù)。根據(jù)油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料進(jìn)一步精細(xì)研究?jī)?chǔ)層滲流規(guī)律及剩余油分布規(guī)律，調(diào)整平面矛盾及層內(nèi)矛盾，使受效差的和受效不好的區(qū)塊充分受效，提高其驅(qū)油能量，降低阻力，達(dá)到注水波及面積廣，多驅(qū)油少出水的目的。

依據(jù)X3井區(qū)油藏已反映出來(lái)的油藏特點(diǎn)，該區(qū)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)的總體思路是：建立油氣田動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，注重井間連通性監(jiān)測(cè)和壓力監(jiān)測(cè)，具體監(jiān)測(cè)部署如下(表3)。監(jiān)測(cè)井遍及油藏各個(gè)部位，盡量選擇分布均勻，具有一定的代表性，能反映整個(gè)油藏壓力分布、井組層間吸水分布狀況的井。

表3 X3井區(qū)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)部署表

4 結(jié)論

該區(qū)地層壓力保持水平僅為68%，壓力保持低，目前注水井?dāng)?shù)少，關(guān)井多，水驅(qū)控制程度低，油井初期產(chǎn)能高，因低產(chǎn)低效和高含水而關(guān)停的油井逐漸增多，穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)薄弱，關(guān)停井增加和地層能量下降是造成產(chǎn)量遞減主要因素。整體上大面積注水，單井小配注量的開發(fā)方式補(bǔ)充地層能量，在能量恢復(fù)的前提下輔以改層、補(bǔ)孔、合采等注水開發(fā)技術(shù)提高該區(qū)水驅(qū)控制程度是該區(qū)開發(fā)的重要方向和手段。