低滲透油藏中高含水率階段調整對策

吳磊磊，張捷方，宋佳憶，宋龍慶

（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；3.大慶油田測試技術服務分公司，黑龍江大慶 163414）

低滲透油藏進入中高含水率、高含水率階段后，含水率上升快、采油速度低是影響油田穩(wěn)定生產的主要問題[1-2]。低滲透油藏挖潛潛力大，通過油藏精細描述、精細注水、井網調整等方法挖潛剩余油已成為這類油藏增產穩(wěn)產的重要措施[3-5]。

鄂爾多斯盆地Z 油區(qū)是典型的延安組延9 低滲透油藏，現階段關停油井多、采油速度低、含水率上升快。以該油區(qū)為例開展油藏精細描述、生產動態(tài)分析與注水效果評價，制訂以完善注采井網、恢復關停井為目標的開發(fā)調整方案，研究成果對于改善延9 油藏開發(fā)效果具有應用價值，同時也為其他類似低滲透油田注水開發(fā)調整提供技術借鑒。

1 油區(qū)地質特征

Z 油區(qū)位于鄂爾多斯盆地，主力層為延安組延9油層組，油層組中部深度1 248.92 m，平均滲透率13.8×10-3μm2，平均孔隙度15.79%，是典型的低滲透油藏。本次研究將延9 油層組劃分為2 個砂層組，細分為延911、延912、延913、延921和延922共5 個小層，延912層為主力小層；平面上各小層分布穩(wěn)定，厚度變化較小，縱向上延921和延922層較厚。油藏為西傾單斜構造，構造平緩，無斷層，天然裂縫不發(fā)育，共發(fā)育9 處局部構造高點，各小層間構造特征具有良好繼承性。

Z 油區(qū)延9 油藏沉積類型為曲流河沉積，物源方向為北西-南東向，河道滯留相為本區(qū)優(yōu)勢沉積微相。砂體展布特征與沉積微相展布特征相似，砂體展布受沉積相展布控制。井間砂體厚度差異較大，縱向上延921層砂體最厚，順物源方向砂體連通性好，局部區(qū)域砂體在垂直物源方向連通，整體來看，油水井間砂體連通性較好。

Z 油區(qū)延9 油藏存在邊底水，但水體能量較弱。儲量豐度為52.70×104t/km2，井均油層厚度12.85 m。延91砂層組油層厚度一般為2～5 m，厚度較薄，受隔夾層發(fā)育影響，油層連續(xù)性差；延92砂層組油層厚度在5 m以上，局部區(qū)域油層厚度可達10 m，油層發(fā)育且連片。油井普遍射開延921層開采。

2 生產動態(tài)分析與開發(fā)效果評價

Z 油區(qū)2013 年4 月投產，截至2021 年12 月，累計注采比0.71，采出程度6.69%，現階段采油速度0.72%，綜合含水率71.36%。油區(qū)生產歷經天然能量開采階段、注水穩(wěn)產階段，2019 年1 月進入產量遞減階段，該階段油井平均產油從2.16 t/d 降至1.57 t/d，綜合含水率升高至71.36%，大量油井逐漸關停，注采比逐漸上升至1.06。

2.1 產量主控因素分析

油區(qū)面積大，井位分散，各區(qū)域在儲層物性、開發(fā)井網等方面存在差異?，F階段大部分油井產油低于1.5 t/d，產油低于0.5 t/d 的油井占比與產油高于2 t/d的油井占比基本持平，說明井間產油能力差異大。以油井平均累計產油2 500 t、平均采油強度0.1 t/（d·m）為界限，將油區(qū)劃分為高產量區(qū)和低產量區(qū)兩類區(qū)域。產液產油高的采油井集中分布在油區(qū)西北角、中部區(qū)域和西南部部分區(qū)域，油區(qū)北部、東南部采油井產量相對較低。對比兩類區(qū)域生產參數（表1），能夠看出高產量區(qū)雖然在低產量區(qū)投產1 年后才開井生產，但油井平均累計產量明顯高于低產量區(qū)油井，高產量區(qū)油井平均累計產油量與采油強度遠高于低產量區(qū)油井。

表1 高產量區(qū)與低產量區(qū)生產參數對比Tab.1 Injection and production parameter comparison among areas

本區(qū)油井全部位于河道發(fā)育區(qū)域，沉積微相的差異對本區(qū)油井產油能力影響不大。由于投產初期對油區(qū)地質特征認識不清、井間砂體連通關系不明確，油區(qū)北部與東南部油水井注采對應關系相對較差。井網形式上（表2），高產量區(qū)普遍采用菱形反九點井網，油井與注水井數比不超過3.5。與高產量區(qū)相比，低產量區(qū)注水井少、注采對應關系差、關停井占比高。

表2 高產量區(qū)與低產量區(qū)井網參數對比Tab.2 Comparison of well pattern parameters among areas

本區(qū)油井產量主要受注采井網與油水井注采對應關系影響，注采井網完善的區(qū)域油井產量更高，規(guī)則的面積注水井網開發(fā)效果明顯好于不規(guī)則注水井網。

2.2 油井見效分析

分析注采井組生產動態(tài)資料，通過對比井組生產動態(tài)曲線波動變化，從生產動態(tài)方面分析油井注水見效特征，詳述不同類型井網中油井注水見效特征。

2.2.1 菱形反九點井網 菱形反九點井網中注水井與同注采單元內大部分油井注采對應關系良好，注水后2～7 個月內油井注水見效，個別油井可在1 個月內見效。見效程度與見效時間受構造特征和沉積物源方向影響，“低注高采”的水驅效果更好。如果注采井呈垂直物源方向分布，注入水波及到油井所用的時間將成倍增長。

2.2.2 正方形反九點井網 正方形反九點井網井距為230～260 m，邊井在注水5～6 個月后見效，順物源方向角井3 個月后見效。采用反九點井網的區(qū)域大量油井在注水前關?；蜷L期關停，注水見效油井相對較少。

2.2.3 不規(guī)則井網 Z 油區(qū)東南部采用不規(guī)則注采井網，井距200～400 m。該井網注水開發(fā)效果差。受效采油井在注水5～6 個月見效，單向受效采油井見效效果差，僅在注水初期見效，注水量穩(wěn)定后單向受效井對注水波動不敏感，產量遞減快。

2.3 油井關停原因分析

大量油井關停嚴重影響油區(qū)穩(wěn)產增產。為滿足生產需求，需要分析采油井關停原因，并以此制定針對性調整措施。結合地質因素、開發(fā)因素等方面分析油井關停原因，經分析，油井關停原因主要為供液不足、單向受效和暴性水淹。

2.3.1 供液不足 供液不足的關停井大部分在2014年10 月至2016 年8 月關停，關停時間較早，此時油區(qū)還未開展大規(guī)模注水，開發(fā)方式為衰竭開采。延安組油藏為異常低壓油藏，天然能量不充足，油井衰竭開采的產量低，不能達到經濟開采的要求，導致大量油井在這一階段關停。

供液不足的停產井分為兩種情況：第一種是注采井網不完善，周邊無注水井供液；第二種是油井在周邊注水井開注前或注水見效前關停。供液不足的停產井在生產動態(tài)上表現為產油產液長期較低，產液長期低于4 t/d，產油長期低于0.5 t/d，或者表現為投產后產油產液遞減速度快，關井時產液低于3 t/d，產油低于0.5 t/d。

2.3.2 單向受效 通過注采井組生產動態(tài)分析與油藏工程方法定量分析，判斷油水井間連通關系。Z 油區(qū)大部分油井單向受效，單向受效井主要位于油區(qū)北部、東南部區(qū)域，北部采用反九點井網，注采井數比為4.43，東南部采用不規(guī)則井網，注采井數比為4.60，注水井需同時向多口油井供液，單向受效油井供液來源單一，當同一井組其他油井與注水井間形成滲流優(yōu)勢通道時，大部分注入水沿滲流優(yōu)勢通道流動，單向受效油井產量很難提升。

2.3.3 暴性水淹 由于對油水層分布特征認識不清、油水井注采不對應、注采參數不合理，生產過程中，地層水或注入水迅速向油井突進，造成油井暴性水淹。暴性水淹的油井在生產動態(tài)上表現為產液驟增、產油不變或減少，含水率迅速升高至90%以上，或開井后產液達到4 t/d 以上，產油極低甚至沒有產油，含水率達到90%以上。

2.4 開發(fā)效果評價

選擇水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度評價注采井網完善狀況，選擇地層壓力保持水平評價壓力狀況，選擇年產油綜合遞減率和剩余可采儲量采油速度評價油區(qū)開發(fā)狀況，選擇含水率上升率評價油區(qū)注水情況。依據水驅開發(fā)效果評價標準評價油區(qū)水驅開發(fā)效果，評價標準與評價結果見表3。在6 項評價指標中水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度、地層壓力保持水平和剩余可采儲量采油速度4 項符合水驅開發(fā)效果二類標準，含水率上升率符合水驅開發(fā)效果三類標準，綜合評價油區(qū)注水開發(fā)效果為二類，開發(fā)效果一般。

表3 水驅開發(fā)效果評價表Tab.3 Evaluation form of water drive development effect

3 調整方案設計

現階段油區(qū)開發(fā)主要面臨三方面問題，關停油井多、單向受效油井多、水驅控制程度低。大部分關停油井由于供液不足關停，嚴重影響油區(qū)產量。有超過50%的油井單向受效。單向受效油井的產量難以通過優(yōu)化注采參數提升，應通過完善注采井網改善這一問題。油區(qū)水驅儲量控制程度僅為60.42%?，F階段仍有部分區(qū)域注采井網不完善，具體表現為注水井數少和“有采無注”。

3.1 調整方法

針對開發(fā)存在的主要問題，在現有注采井網基礎上，以完善注采對應關系和提高水驅儲量控制程度為主要調整目標。從井位上看，油水井主要分布在油區(qū)5個區(qū)域，各區(qū)域相對分散，且各區(qū)域在井網條件、儲層條件、油井產液能力上均有所不同，因此在后續(xù)調整中對于不同區(qū)域，調整的側重點也不同。

3.1.1 低產量區(qū) 低產量區(qū)是后續(xù)調整中的潛力區(qū)（表4）。從表4 能夠看出，北部和東南部的低產量區(qū)是最早開井投產的區(qū)域，但采出程度相對較低，尤其是東南部區(qū)域，該區(qū)域儲量豐度高但采出程度為全區(qū)最低。

表4 油區(qū)各區(qū)域儲量與產量Tab.4 Reserves and production of different areas

東南部最顯著的問題是油井大量關停，根據油井關停原因分析，該區(qū)域油井大多由于供液不足在實施注水開發(fā)前關停，注水后未開井復產。因此東南部區(qū)域以根據油水井間砂體連通關系選擇油井復產為主要調整策略。

北部區(qū)域注采對應關系差，水驅儲量控制程度低，調整以油井轉注和關停井復產為主。

3.1.2 高產量區(qū) 高產量區(qū)域注采井網比較完善，少有單向受效油井，現階段油井產量高、關停井數少。調整以優(yōu)化注采參數為主，注采井網不做大規(guī)模改動。

3.1.3 其他區(qū)域 5 個主要分布區(qū)域以外還零散分布著2 個“有采無注”的區(qū)域和1 個由2 口注水井和4 口油井組成的注采單元?！坝胁蔁o注”區(qū)域考慮油井轉注，設計關停井復產、油井轉注和油水井補孔，完善注采井網、論證油水井措施合理性并給出實施建議。

3.2 油水井措施

為完善注采井網、提高水驅儲量控制程度，在明確了油水井注采對應關系的基礎上，提出油水井補孔、關停井復產和油井轉注的油水井調整措施建議。

3.2.1 油水井補孔 如果油井在延9 油層組不只有1個油層，當原射開層位高含水率或油井低產時，可以考慮射開接替層生產，以此維持或提高油井產量。通過補孔這一措施，提高油藏縱向動用程度。選擇補孔油井時，優(yōu)先選擇與注水井注采層位對應的油井。如果和注水井原射開層位不對應，考慮對注水井在對應層位補孔。本區(qū)兩種類型油井考慮采用補孔措施，一類是含水率達到85%以上、產油低于0.7 t/d 的低效高含水率井，另一類是受隔夾層遮蔽、注水受效差的油井。前一類井機械封堵油井原射開層位，再射開接替層開采。經分析論證，建議對本區(qū)6 口油井、2 口注水井補孔。

3.2.2 關停井復產 油區(qū)部分區(qū)域在開發(fā)初期缺少注水，地層能量不充足，油井產量低、產量遞減快導致關停，開展注水后，這些油井也沒有復產，這部分儲量一直未得到充分動用，因此此類油井具有較大調整潛力。在因供液不足而關停的油井中選擇油層厚、注采對應良好的油井復產，提高水驅儲量動用程度，同時，選擇位于優(yōu)勢構造部位的關停井復產也可改變儲層中的滲流場，改善同注采單元油井注水受效不均的問題。經分析，提出10 口關停油井復產建議。

3.2.3 油井轉注 油區(qū)部分油井由于單向受效導致低產低效，這些井供液較充足時產油較高。在此類井附近根據注采對應關系，選擇高含水率井或關停油井轉注。在“有采無注”區(qū)域選擇關停井或高含水率井轉注，以完善注采井網，提高水驅儲量控制程度?；谏鲜鰞蓚€方面考慮，提出4 口油井轉注建議。

共建議調整22 口油水井，其中補孔油水井8 口、復產關停井10 口、轉注油井4 口。調整后注采對應厚度增加76.03 m，水驅控制儲量預計增加25.23×104t。

4 開發(fā)指標預測

油區(qū)油水井數多、井位分散、開發(fā)歷程長，難以建立較為準確的全區(qū)地質模型與數值模型，因此選取具有代表性的典型井組建立地質模型與數值模型，預測調整后15 年開發(fā)效果。

典型井組井距約為200 m，共有油井7 口、注水井2 口，現階段3 口油井在產，2 口注水井在注。井組位于油區(qū)東南部，是全區(qū)油井最早投產的區(qū)域之一，部分注采層位不對應，投產初期“有采無注”導致油井關停，目前該井組處于產量遞減階段。該井組的生產動態(tài)特征存在的問題與油區(qū)高度相似且所處的油區(qū)東南部為潛力區(qū)，是調整的重點區(qū)域，因此認為該井組具有較強代表性，該井組的預測結果能夠反映調整方案實施效果的優(yōu)劣。井組油水井措施與注采參數優(yōu)化建議見表5。

表5 油水井調整信息Tab.5 Information of well adjustment

利用地質建模與數值模擬技術模擬不調整與調整后15 年開發(fā)效果（圖1）。預測在調整初期，受復產油井影響，綜合含水率低于不進行調整時的綜合含水率，隨著調整時長的增加，綜合含水率逐漸趨于一致。預測調整15 年后，綜合含水率達到93.93%，產油量較維持原方案產油量提高4.5×103m3、采出程度提高2.81%。根據數值模擬結果，實施調整方案后，開發(fā)效果將得到明顯改善。

圖1 預測累計產油量與預測含水率曲線Fig.1 Predicted cumulative production and predicted water cut curves

5 結論

（1）Z油區(qū)延9 油藏為曲流河沉積，河道滯留相為優(yōu)勢相，砂體展布受沉積微相展布控制，油水井間砂體連通性好。

（2）注采井網的完善程度與油水井注采對應關系是影響油井產量的主控因素，采用規(guī)則面積注水井網、注采井網更完善、油水井注采對應關系更好的區(qū)域，油井產量更高、產量遞減更慢；供液不足、單向受效和暴性水淹是油井關停的主要原因。

（3）水驅儲量控制程度、水驅儲量動用程度、含水率上升率等6 項指標綜合表明，Z 油區(qū)延9 油藏注水開發(fā)屬二類水平，注水開發(fā)效果一般。

（4）針對油藏關停油井多、采油速度低和局部地區(qū)注采對應關系差、水驅控制程度低的問題，建議采?。〒Q層）補孔、油井轉注和關停井復產3 種油水井措施，同時調整注采參數；根據數值模擬結果，預計調整方案實施后能夠明顯改善油藏開發(fā)效果。