志丹油田3175井區(qū)分區(qū)塊分層系綜合治理

李祿勝，張莎，汪立，董旭

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000；3.延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西 志丹 717500）

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組低滲透油氣資源豐富［1］，近年來，盆地油氣探明地質(zhì)儲量、石油產(chǎn)量增長速度均居國內(nèi)各大盆地前列［2］。如何高效持續(xù)開發(fā)低滲透油藏，顯得尤為重要。油田開發(fā)初期大多采用一套多層合注合采的籠統(tǒng)注水開發(fā)［3］，由于儲層非均質(zhì)性和油水兩相滲流差異而導(dǎo)致層間矛盾加?。?］，往往造成產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不清，低效無效水循環(huán)嚴(yán)重，注采調(diào)整針對性差，注水效率降低，嚴(yán)重影響水驅(qū)開發(fā)效果［5-6］，所以油藏開發(fā)后期將以提高井網(wǎng)適應(yīng)性和水驅(qū)儲量控制程度為中心［7］，縱向分層系，平面分區(qū)域，實(shí)施針對性部署措施，有效提高水驅(qū)控制程度和有效儲層動用率，改善開發(fā)效果［8-9］。

志丹油田3175井區(qū)自1998年勘探開發(fā)以來，形成以長3、長4+5、長6層為主要開發(fā)層位的一套井網(wǎng)籠統(tǒng)注水開發(fā)，雖然取得了一定的成效，但是存在儲量動用程度低、產(chǎn)量遞減快、采油速度低等開發(fā)問題，油田穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)重。為實(shí)現(xiàn)資源的高效利用，提高該區(qū)域的注水開發(fā)效果，提高采收率。本文通過系統(tǒng)地精細(xì)油藏地質(zhì)研究及開發(fā)特征分析，建立一種分區(qū)塊分層系開發(fā)調(diào)整思路及方法，最大限度地緩解用一種開發(fā)模式開發(fā)多套不同特性油層所產(chǎn)生的問題。確定分層系開發(fā)的調(diào)整措施，實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，提升油水井利用率和生產(chǎn)時率，提高儲層動用程度和全區(qū)注水開發(fā)效果，提高油田采收率。

1 區(qū)域概況

志丹油田3175井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，區(qū)塊主力開發(fā)層為長33、長4+512、長4+521、長4+522、長611和長612小層。長3~長6沉積期為三角洲前緣亞相沉積，長3儲層孔隙度平均值為11.67%，滲透率平均值為4.41×10-3μm2，長4+5油層組孔隙度平均值為10.92%，滲透率平均值為1.29×10-3μm2，長6油層組孔隙度平均值為11.40%，滲透率平均值為1.74×10-3μm2，屬于低孔特低滲儲層。長3~長6油藏為巖性油氣藏，探明地質(zhì)儲量3499.57×104t。

2 開發(fā)效果分析

2.1 儲量動用情況

根據(jù)單井控制面積和單儲系數(shù)，計(jì)算出各小層已動用儲量和有注無采區(qū)域水驅(qū)未動用儲量（表1）。3 175井區(qū)6個已動用層的儲量為3 499.57×104t，實(shí)際動用儲量1 531.87×104t，未動用儲量1 741.08×104t，水驅(qū)未動用儲量226.63×104t，潛力較大。從已動用儲量分析，研究區(qū)長4+5油層組為本區(qū)的主力開發(fā)層段，長33及長4+52的2個小層動用地質(zhì)儲量和水驅(qū)控制儲量均較高，其它油層動用地質(zhì)儲量較低，相應(yīng)地，長4+52的2個小層水驅(qū)未動用儲量也較大，達(dá)到157.44×104t，后期作為重點(diǎn)層進(jìn)行開發(fā)部署，提高儲量動用。

2.2 注采對應(yīng)情況

注采對應(yīng)率是體現(xiàn)儲量動用質(zhì)量的重要指標(biāo)之一［10］，根據(jù)注采對應(yīng)狀況分為有采無注、多向受益、雙向受益、單向受益4類井，本區(qū)整體注采對應(yīng)率僅為48.14%，長4+521注采對應(yīng)率僅為54.40%、長33次之為50.80%，整體注采對應(yīng)情況較低（表2）。

表2 志丹油田3175井區(qū)各小層注采對應(yīng)率情況表

2.3 油井見效方向

針對受益油井，在靜態(tài)注采對應(yīng)的基礎(chǔ)上，研究了油井與注水井之間的動態(tài)響應(yīng)，以及注水受益方向，明確注水見效方向?qū)罄m(xù)開發(fā)調(diào)整意義重大［11］。根據(jù)油井見效方向統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)（圖1），3175井區(qū)油井見效方向主要為北東-南西和北西-南東，方向占比分別為45.9%和26.6%（圖1和圖2）。見效主流線方向?yàn)楸睎|-南西，同本區(qū)最大主應(yīng)力方向基本一致。沿主流線方向及其垂直向油井，注水明顯見效或保持產(chǎn)量相對穩(wěn)定。因此，在后續(xù)開發(fā)過程中可以適度增大北東-南西方向油井的流動壓力，延緩水淹。同時對于其他方向油井可以增加壓裂規(guī)模，降低生產(chǎn)流壓，進(jìn)行引效，為后期井網(wǎng)加密調(diào)整提供依據(jù)。

圖1 油井受益方向圖

圖2 不同見效方向油井統(tǒng)計(jì)圖

2.4 未見效井潛力分析

3175井區(qū)未受益油井786口，占比高達(dá)78.4%，目前開井率僅為59%。對于階段采油量，通過流動系數(shù)進(jìn)行產(chǎn)量劈分是可行的［12］，由此在注采井組的注采平衡定量化描述的基礎(chǔ)上分析未見效井潛力情況。研究區(qū)年注采比為0.98，累計(jì)注采比為0.78，地層壓力保持水平為47.5%。

從未受益油井分布情況（圖3）來看，未受益油井主要分布于井組累計(jì)注采比小于0.5的區(qū)域，即使油水井實(shí)現(xiàn)了小層注采對應(yīng)，但因地層虧空較大，油井也無法受益，普遍呈現(xiàn)出“低產(chǎn)低效”。而受益井組年注采比最大2.89，平均值1.47，累計(jì)注采比為1.49，說明高注采比與注采對應(yīng)是油井受益的必要條件。因此，該井區(qū)未受益油井尚有很大的提升空間，亟需強(qiáng)化注水，以改善注水開發(fā)效果。

圖3 未受益油井平面分布圖

3 綜合治理措施

3.1 分區(qū)塊分層系治理

分區(qū)塊分層系部署是細(xì)分開發(fā)單元的一種有效手段，能夠?qū)崿F(xiàn)主力層的快速動用、實(shí)現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，同時盡量減少層間干擾，降低開發(fā)難度。根據(jù)區(qū)塊砂體展布情況及各主力層動用狀況、注采對應(yīng)和見效情況將研究區(qū)按區(qū)塊和層系進(jìn)行了明確劃分，主要分為長3、長4+5和長6層，為綜合治理明確目標(biāo)（圖4）。

3.2 完善注采井網(wǎng)

根據(jù)井網(wǎng)適應(yīng)性分析及注水開發(fā)調(diào)整分析，布井總體上延續(xù)本區(qū)原有井網(wǎng)和井排距體系，結(jié)合本區(qū)主力層含油面積及剩余油分布情況進(jìn)行部署；井網(wǎng)主體形式為長軸方向NE60°~70°，井排距組合為450 m×150 m的菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)（圖5）。

圖4 分區(qū)塊分層位劃分圖

圖5 研究區(qū)完善井網(wǎng)部署圖

綜合分析，本次完善注采井網(wǎng)設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)注井73口，部署注水井8口、部署采油井40口，合計(jì)部署井48口。完成注采井網(wǎng)部署后全區(qū)采油井966口，注水井305口，合計(jì)總井?dāng)?shù)1271口（表3）。

分3個批次，依次進(jìn)行油井轉(zhuǎn)注。第一批次油井轉(zhuǎn)注21口；第二批次油井轉(zhuǎn)注26口；第三批次油井轉(zhuǎn)注26口。

3.3 提高儲層動用程度

依據(jù)分區(qū)塊分層系的治理思路，此次油井補(bǔ)孔主要遵循：

1）優(yōu)先實(shí)施累計(jì)注采比大于1的井組；

2）每口井各個層段中較好的儲層，優(yōu)先動用含油面積內(nèi)的各個井的層段。

根據(jù)以上思路，最終對80口采油井補(bǔ)孔80段，累計(jì)補(bǔ)孔厚度352.5 m。

表3 分層位部署井位統(tǒng)計(jì)表

3.4 完善注采對應(yīng)關(guān)系

根據(jù)部署技術(shù)政策中完善注采連通關(guān)系分析結(jié)果，補(bǔ)孔主要指的是為完善注采連通關(guān)系而對注水井進(jìn)行的補(bǔ)孔。主要遵循以下補(bǔ)孔原則：

1）補(bǔ)孔的注水井組內(nèi)，補(bǔ)孔注水層位至少要包含2口在該層只采不注的受效油井（井組對應(yīng)油井較少的視情況而定）。

2）不考慮為多向受效油井增加受效方向而補(bǔ)孔。

3）為了保證補(bǔ)孔后注水層位的吸水性，要求補(bǔ)孔砂體為滲透性砂巖，故優(yōu)先考慮相關(guān)層位含油面積內(nèi)的注水井補(bǔ)孔。通過以上補(bǔ)孔調(diào)整，可以大大減少注水井的補(bǔ)孔工作量，減輕采油廠施工壓力。

根據(jù)以上思路，最終對46口注水井（包括16口計(jì)劃轉(zhuǎn)注井）補(bǔ)孔52段，累計(jì)補(bǔ)孔厚度198.5 m。

以上工作實(shí)施后，各主力層注采對應(yīng)率得到了進(jìn)一步提升，注采對應(yīng)率由48.14%提升至66.67%。其中長33注采對應(yīng)率提升幅度最高，由50.8%提升至79.68%，提升了28.88%（表4）。

表4 油水井補(bǔ)孔實(shí)施后注采對應(yīng)率

3.5 優(yōu)化注水政策

注水配注主要以恢復(fù)地層壓力為主，根據(jù)鄂爾多斯盆地三疊系特低滲透油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，注采比為1.2~1.3可以保證足夠的生產(chǎn)能力及合理的采油速度［13-15］。

根據(jù)本區(qū)的實(shí)際開發(fā)情況，應(yīng)采用平衡注水開發(fā)政策，即根據(jù)初期及目前單井日產(chǎn)液情況確定各小層的配注量（表5），再結(jié)合注水井的注水層位確定最終的全井注入量。結(jié)合油井見效方向，適當(dāng)降低主流線方向的配注量，適當(dāng)提高次流線方向的配注量，盡量使水線均勻推進(jìn)。同時，結(jié)合井組累計(jì)注采比與見效情況，提高累計(jì)注采比低且油井見效不明顯井組的配注量。對于累計(jì)注采比小于0.5的井組，按照初期產(chǎn)量進(jìn)行配注，累計(jì)注采比大于1的見效明顯油井按照當(dāng)前產(chǎn)量進(jìn)行配注。

綜上，本區(qū)主要采用平衡注水政策，對119口井強(qiáng)化注水，3口井均衡注水，單井配注量為5.0~18.0 m3/d，平均為9.0 m3/d（表5）。

表5 注水量小層分配表

4 結(jié)論

1）研究區(qū)整體儲量動用程度僅有44%，儲量動用程度較低；長4+521、長4+522小層相對于其他主力層未動用儲量高，后續(xù)治理優(yōu)先考慮，提高儲層動用程度。

2）研究區(qū)地層能量虧空嚴(yán)重，井組注采對應(yīng)率為48.14%，累計(jì)注采比低，造成區(qū)域未見效油井占比達(dá)78.4%。

3）3175井區(qū)油井見效方向主要為北東-南西和北西-南東，方向占比分別為45.9%和26.6%。

4）綜合區(qū)域儲量動用、注采連通和見效情況多種因素，從完善注采井網(wǎng)、提高小層儲層動用程度、完善注采對應(yīng)關(guān)系和優(yōu)化配注量4個方面，對研究區(qū)采用分區(qū)塊分層位綜合治理，各主力層注采對應(yīng)率得到進(jìn)一步提升，注采對應(yīng)率由48.14%提升至66.67%，能夠有效改善區(qū)塊開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊高效開發(fā)。