園峁灣項目區(qū)注水調(diào)整治理研究

郝錦濤

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西延安 716000）

中國的陸上石油探明儲量中，有27%的地質(zhì)儲量為低滲透油氣田，如何充分高效的開采這類油氣田，提高低滲透油氣田評價水平，實現(xiàn)油氣田的可持續(xù)發(fā)展，是中國石油工業(yè)首要任務［1-2］。低滲透油藏開發(fā)的特點是產(chǎn)量遞減現(xiàn)象嚴重，油井供液不足，采油速度低。針對低滲透率儲層特點往往需要通過注水開發(fā)來提高地層壓力，實現(xiàn)油藏的可持續(xù)開采［3］。

低滲透油藏注水開發(fā)效果既受控于油藏本身的特殊性［4-5］，如儲層非均質(zhì)性、滲透性、油層厚度等，也受注水開發(fā)過程的影響，如開發(fā)制度、儲層損害等問題。低滲透砂巖油藏注水中的一個突出問題是局部裂縫發(fā)育區(qū)注水時，注入水沿裂縫突進，引起水竄和水淹，而裂縫不發(fā)育區(qū)基塊物性差，導致注入壓力高、水井欠注等。因此建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)對低滲透油田開發(fā)具有重要的意義［6］。

延長油田園峁灣項目區(qū)長2層屬于典型的低滲油藏，通過以單砂體為基本研究單元，在提高注采對應關(guān)系基礎(chǔ)上，重新規(guī)范井網(wǎng)井距，采用“強化注水”的注水方案，提高注入水波及體積，整體提升地層壓力，提高水驅(qū)控制及水驅(qū)動用程度，在地層能量恢復區(qū)域?qū)Φ彤a(chǎn)低效井進行措施改造，停躺井進行恢復生產(chǎn)，從而提高油井利用率、單井產(chǎn)量、采出程度及最終采收率。

1 基本概括

園峁灣項目區(qū)開發(fā)面積為15.9 km2，儲量為592.5×104t，主要開發(fā)層位為長2層，綜合調(diào)整治理前有采油井154口（開井136口，關(guān)停井18口），注水井48口（開井37口），日產(chǎn)液207 m3，日產(chǎn)油83 t，綜合含水率為52%，平均單井日產(chǎn)油0.61 t，采出程度3.05%，累計注采比是1.08，地層壓力僅為2.54 MPa，地層壓力保持水平為30%。

目前項目區(qū)存在的問題較為復雜，主要問題有：1）注采井網(wǎng)不完善（注采井數(shù)比為1∶3.2），嚴重影響注水效果，需重新規(guī)范完善；2）注采對應率低，僅為16.9%，需通過開展精細小層對比來提高對應率；3）配注不合理（平均單井注水量為10 m3），需整體調(diào)整；4）高壓注水井較多，其中高壓井15口，占開井數(shù)40.5%，需要進行調(diào)整治理；5）壓力保持程度嚴重偏低（地層壓力保持水平30%），平面上油井差異大，單井產(chǎn)量低（單井日產(chǎn)油0.67 t），產(chǎn)量下降較快（自然遞減10.8%），低產(chǎn)低效井（小于2 t/d，井數(shù)為50口，占比為89.4%）逐年增多等?，F(xiàn)急需明確整體開發(fā)思路，對項目區(qū)進行調(diào)整治理。

2 地質(zhì)特征

2.1 地層特征

本組巖性總體上為一套灰綠色砂巖與灰黑色、蘭灰色泥巖的互層，自下而上由3個粗—細正旋回組成，是印支晚期最后一次構(gòu)造旋回的沉積產(chǎn)物，其沉積發(fā)育過程經(jīng)歷了早期的平原河流環(huán)境—中期的湖泊三角洲環(huán)境—晚期的泛濫平原環(huán)境。

在了解區(qū)域構(gòu)造、沉積演化規(guī)律的基礎(chǔ)上，掌握研究區(qū)及其鄰區(qū)延長期前后的構(gòu)造變動和古地貌特征，特別是測井曲線的識別標準和客觀解釋，尋找建立地層對比的標志層，并確定這些標志層的適用范圍。在地層對比過程中，從點到線，從線到面三位一體對比，從標志顯著的點開始，由粗到細層層深入，由遠向近逐漸展開。垂向分層時密切巖層的穿時特征，橫向?qū)Ρ茸⒁庾R別等時地層界面。采用的方法有：標志層控制、鄰井追蹤、地層厚度基本相近對比、建立標準井和連井剖面多井對比。

結(jié)合前人研究結(jié)果和開發(fā)的實際情況，將研究區(qū)長21地層細分為長211、長212及長213，其中主力開發(fā)層位為長212與長213。

長2地層典型的標志層為長1底部的K9標志層，K9標志層為黑色泥巖、頁巖、碳質(zhì)泥巖、煤線夾凝灰?guī)r，該段泥巖的電阻率整體較高，只在底部因凝灰質(zhì)含量較高而引起電阻值變低，電性特征為高的聲波時差、高伽馬、自然電位偏正，長21地層主要為3個短期旋回，其中長211為反旋回，長212及長213為正旋回，長21地層主要呈現(xiàn)一個大的正旋回。

長211地層厚度約為10 m，其與長212分界線電性特征為高的自然伽馬、高聲波時差及較高的電阻率；長212小層厚度約為20 m，其與長213的分界線電性特征為高的自然伽馬、高聲波時差及較高幅度的電阻率；長213小層厚度約為30 m，其與長22的分界線電性特征為高的自然伽馬、較高幅度的聲波時差及較高幅度的電阻率；長22小層厚度約為50 m，其與長213的分界線電性特征為高的自然伽馬、高聲波時差及較高幅度的電阻率，長22小層主要呈現(xiàn)2個疊加的旋回組成。

研究區(qū)各小層頂部構(gòu)造整體為東北高，西南低，構(gòu)造平穩(wěn)，地層厚度比較穩(wěn)定，起伏不大，在局部出現(xiàn)隆起或洼陷，與鄂爾多斯盆地的構(gòu)造特征相吻合，各地層對比標志較為明顯，且對比標志具有全區(qū)意義，地層對比性良好，地層厚度變化不大。

2.2 構(gòu)造特征

根據(jù)地層劃分與對比成果，編制長2油層組頂面構(gòu)造圖及長213砂層組頂面構(gòu)造圖，等高距2 m。通過分析，該區(qū)各砂層組及小層頂面構(gòu)造特征仍然為一平緩的西傾單斜，與陜北斜坡的區(qū)域構(gòu)造特征一致，在西傾單斜背景上發(fā)育近東西向的低緩鼻褶帶。由于砂體沉積的不均一性以及成巖壓實的差異性，使得微構(gòu)造較為發(fā)育，主要是鼻狀隆起小高點，各砂層的微構(gòu)造也具有一定的繼承性，均發(fā)育在西傾單斜的構(gòu)造格局之上。

2.3 沉積相及砂體展布規(guī)律

沉積作用對砂體展布、儲層物性、非均質(zhì)性等都起著重要的作用，因此如何正確地對沉積微相的時空展布作出預測就顯的尤為重要。

通過沉積微相剖面圖可以發(fā)現(xiàn)長211及長212地層較薄，砂體發(fā)育較差，尤其是長221地層砂體基本不發(fā)育，主力層長231發(fā)育上下3套砂體以及長221和長221砂體。同時可以發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長22的2套砂體連續(xù)性較好，厚度較為均勻，這為研究區(qū)進一步的注水開發(fā)提供了良好的地質(zhì)基礎(chǔ)。長21東西向砂體連通程度較差，連片程度較差，基本呈現(xiàn)透鏡狀分布，長22連通程度較差，砂體在西南部發(fā)育較好，厚度較大，面積較廣。

2.4 油藏特征

研究區(qū)主要為長21和長22油層組，包括長212、長213、長221、長222，發(fā)育于河道內(nèi)部，砂體與鼻隆構(gòu)造形成良好匹配（砂體走向與構(gòu)造鼻隆垂向相交），且在其上傾方向砂巖尖滅，形成良好遮擋［7］。整體看來，園峁灣長21油藏埋深很淺，一般深度在900 m左右，原油以輕質(zhì)油為主，物性條件相對較好，以中孔—中滲為主，是相對優(yōu)質(zhì)油藏。

3 注水開發(fā)

3.1 注水開發(fā)分析

3.1.1 開發(fā)潛力分析

園峁灣長2儲層平面分布穩(wěn)定，連通程度高，該區(qū)物性較好，有利于儲層吸水，同時地層壓力低，壓力系數(shù)小于1，有利于注入水進入地層，可以在較低的注水壓力下實現(xiàn)注水開發(fā)。

園峁灣地層原油屬于低黏原油，儲層親水，對提高水驅(qū)油效率有利。儲層潤濕性研究表明，儲層屬于弱親水，水相占據(jù)死孔隙、微孔隙以及較大孔隙的內(nèi)壁，油相占據(jù)可流動的較大孔隙的中央，有利于提高水驅(qū)油效率。同時園峁灣油藏原油性質(zhì)好，油水黏度比較低，有利于油田注水開發(fā)，表明注水開發(fā)是可行的。

園峁灣油藏主要受巖性控制，局部有底水，但底水特征不明顯，且不活躍，加之油藏原始地層壓力低，通過對壓力恢復試井資料解釋，屬于低壓油藏，油藏原始驅(qū)動類型為彈性弱水壓驅(qū)動，邊底水能量有限，天然能量匱乏［8］。此類油藏依靠自然能量開發(fā)，采收率低，產(chǎn)量遞減大，必須補充能量才能實現(xiàn)有效開發(fā)，而注水開發(fā)則是最經(jīng)濟有效的補充能量的方式。

3.1.2 開發(fā)原則分析

根據(jù)園峁灣長2油藏地質(zhì)特征、試注試采分析、油藏描述的情況，開發(fā)時應遵循以下原則：1）以經(jīng)濟效益為中心，以油藏工程研究為前提，油田開發(fā)力求簡單實用，實現(xiàn)效益最大化；2）采用合理經(jīng)濟的工藝技術(shù)開展儲層改造，最大限度地提高油井產(chǎn)能；3）實施全過程油層保護，降低油層污染。

3.1.3 補充能量的必要性分析

利用天然能量開發(fā)，其驅(qū)動方式一般分為彈性驅(qū)動、溶解氣驅(qū)動、邊底水驅(qū)動、氣壓驅(qū)動和重力驅(qū)動。本區(qū)以巖性為主的構(gòu)造—巖性油藏，其邊水、底水不足，且由于油藏儲層物性差，束縛水飽和度高，滲流阻力大，能量不足。本區(qū)油藏沒有氣頂且地層平緩，無法形成氣驅(qū)或重力驅(qū)，可見園峁灣長2油藏利用天然能量開發(fā)，其驅(qū)動方式主要包括彈性驅(qū)動和溶解氣驅(qū)動［7］。

工區(qū)試采情況表明，雖具有一定的自然產(chǎn)能，但不能滿足油田穩(wěn)產(chǎn)的需要，該區(qū)由于地層能量不足，產(chǎn)量遞減很快，因此，要開發(fā)好該類油田，需要人工補充能量，保持較高的地層壓力水平，以獲得足夠的生產(chǎn)壓差、較高采油速度與最終采收率。

3.1.4 注水開發(fā)的可行性分析

1）油層平面連通性較好，沒有斷層分割，有利于注水開發(fā)。

2）敏感性試驗結(jié)果表明，該區(qū)的巖石具有中等水敏、中等酸敏、中等速敏、弱堿敏、弱鹽敏的特點，油藏具備注水條件［9］。

3）注水開發(fā)可以有效提高采收率，具有較好的經(jīng)濟效益。

3.2 注水調(diào)整措施

3.2.1 完善注采井網(wǎng)

井網(wǎng)形式確定需要考慮本區(qū)的天然裂縫及人工裂縫的發(fā)育方向、發(fā)育規(guī)模以及原有的井網(wǎng)形式［10-12］。根據(jù)鄂爾多斯盆地現(xiàn)應力場分布規(guī)律，安塞油田最大主應力方位為NE50°～NE90°，結(jié)合其他油田地應力測試結(jié)果，以及通過井間電位法對人工裂縫的監(jiān)測結(jié)果，可以得出，所測井的壓裂裂縫方位角在北東47°。根據(jù)壓裂方位與最大主應力方向平行的理論，認為本區(qū)的主應力方向應為北東—南西方向。裂縫為大斜率、低角度范圍的“楔形”垂直裂縫。東翼方向縫長在37.1 m左右，西翼方向縫長在33.6 m左右。分析認為本區(qū)人工壓裂縫與推測的天然裂縫方位基本一致，采用“菱形反九點注采井網(wǎng)”。

園峁灣共有油井數(shù)154口，開井136口，注水井數(shù)48口，開井數(shù)37口，注采井數(shù)比為1∶3.2，83%的區(qū)域已經(jīng)注水，但是還有局部區(qū)域注水不完善或者未注水，本次按照點弱面強、整體覆蓋、整體注水見效的原則，經(jīng)過油藏地質(zhì)等研究，轉(zhuǎn)注11口井。

轉(zhuǎn)注井選擇原則為含水率長期較高的油井或因低產(chǎn)、低效、高含水暫關(guān)的油井，該類油井含水高、油量低，轉(zhuǎn)注后對產(chǎn)油影響小。井網(wǎng)完善后共有注水井59口，采油井143口，注采井數(shù)比為1∶2.4，注水覆蓋面積由完善前的7.43 km2增加到8.47 km2。

3.2.2 精細小層對比

結(jié)合前人研究結(jié)果，采用標志層控制、鄰井追蹤、地層厚度基本相近、標準井和連井剖面進行多井對比的方法，將研究區(qū)長21地層細分為長211、長及長213，其中主力開發(fā)層位為長212與長213。完成繪制砂厚、油厚、構(gòu)造、沉積微相等各類圖件122幅，完成精細小層對比46個注采井組，完成單井小層劃分202井次。

精細小層對比后對油水井進行補孔調(diào)層，對油井補孔壓裂及改層壓裂共計19井次，注水井改層及補孔共計7井次，調(diào)整后項目區(qū)內(nèi)長2油層注采對應率由調(diào)整前的16.9%增加到70%。

3.2.3 注水井配注量調(diào)整

根據(jù)注采平衡原理［13-14］計算轉(zhuǎn)注井配注量。采油井日產(chǎn)油量確定后，按照計算得出的配注量進行配注，同時對注水井組生產(chǎn)動態(tài)情況進行跟蹤評價，實時對配注量進行調(diào)整，以達到整體見效的目的。

該項目區(qū)目前平均單井注水量為10 m3，考慮到該區(qū)生產(chǎn)時間不長，井網(wǎng)相對完善，地層能量虧空不嚴重，為了迅速提升地層能量，達到注采平衡及能量均衡的目的，將單井配注量提升到15 m3，后期再根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)及測試結(jié)果進行調(diào)整。

3.2.4 高壓注水井治理

選取注水壓力較高，達不到配注要求的注水井，準確分析造成注水不夠的原因，制定相適應的增注措施，在對原始高壓注水井處理，根據(jù)射孔段位置及注采對應關(guān)系，確定是否需要補孔，需要補孔的采用活性水壓裂，不需要補孔的直接活性水壓裂，壓裂后無需反排，且要保證注水的及時性。完成補孔措施井5口，活性水重復壓裂井6口。

3.2.5 低產(chǎn)低效及停躺井恢復改造

低產(chǎn)低效井依據(jù)原則是在注水開發(fā)區(qū)域內(nèi)，地層壓力得到一定恢復的情況下，選取有價值的低產(chǎn)低效井進行恢復。在恢復過程中，由于停井時間長，剛開始沒有液量，對井筒進行了一定的洗井、酸化及壓裂等措施處理，解除近井地帶堵塞，完成改層作業(yè)井8口，洗井加酸作業(yè)井6口，補孔酸化壓裂井10口，產(chǎn)油量較調(diào)整前日增產(chǎn)50.6 t。

3.3 調(diào)整效果評價

注水開發(fā)調(diào)整治理之后，區(qū)塊累計注采比由1.08上升至1.23，采出程度由3.05%上升至5.12%，日產(chǎn)液由207 m3上升至368.22 m3，含水率由52%上升至56%，日產(chǎn)油由83 t上升至138 t，日增產(chǎn)55 t，單井日產(chǎn)油由0.61 t上升至1.01 t，自然遞減率由10.80%下降至6.24%，綜合遞減率由10.28%下降至-0.88%，綜合效果顯著，詳見表1。

表1 園峁灣項目區(qū)調(diào)整治理前后效果對比

4 結(jié)論

園峁灣項目區(qū)是油田典型的、急需治理的區(qū)塊代表，它對油田穩(wěn)產(chǎn)、動態(tài)分析和綜合開發(fā)具有指導性意義。通過對項目區(qū)油藏地質(zhì)再認識，精細劃分注采小層、完善注采井網(wǎng)（菱形反九點）、制定合理的注采制度、合理恢復油水井等措施，采用“強化注水”的注水方案對該地區(qū)長2儲層進行調(diào)整，開發(fā)作用效果顯著，可以進行推廣實施。