鐵邊城—吳岔南井區(qū)注水開發(fā)技術研究

喬寶霞，白萬梅，高鵬

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 717600)

1 開發(fā)歷程及現狀

鐵邊城區(qū)塊吳岔南井區(qū)位于鐵邊城南部，該區(qū)最早于2004年5月完鉆第一口油井旗勝35-38井，2004年6月投產長4+5油層，初期日產液2.3 m3/d，含水10%，日產油1.76 t，達到工業(yè)油流，后逐漸以滾動擴邊形式進行開發(fā)。2008—2014年以滾動擴邊形式開發(fā)為主進入大規(guī)模開發(fā)階段，逐漸形成了當前以菱形反九點井網為主開發(fā)井網(圖1)。該區(qū)最早于2007年開始注水開發(fā)[1]，2011—2015年不斷擴大開發(fā)規(guī)模和注水規(guī)模，完成了基礎注采井網建設，同期開始實施大規(guī)模注水，該區(qū)屬于鐵邊城區(qū)塊主力注水開發(fā)區(qū)塊之一。

圖1 鐵邊城區(qū)塊吳岔南井區(qū)位置圖

本研究區(qū)域動用面積14.94 km2、動用儲量397.08萬噸，主力開發(fā)層位長4+5油層，油井總數135口，開井88口，開井率65.19%。年產油量24 043 t，累計采油量28.82萬噸，年產液量50 199.3 m3，年產水量21 913 m3，綜合含水42.79%。自然遞減率10.44%，綜合遞減率9.67%，采油速度0.23%，采出程度7.25%。平均單井日產油量0.92 t，平均單井日產液量1.89 m3，平均單井日產水量0.8 m3。水驅面積12.83 km2、水驅儲量290.83萬噸，水驅控制程度73%。注水井總數45口，開井43口，平均單井日注水量8.34 m3，年注水量12.61萬立方米，累計注水量96.90萬立方米，年注采比2.28，累計注采比1.84。

2 地質物性

2.1 地層劃分

鐵邊城區(qū)塊吳岔南井區(qū)2004年開始投入開發(fā)，2007年開始實施注水開發(fā)，2014年基本完成基礎注采井網建設(圖2)，進入大規(guī)模注水開發(fā)階段。該區(qū)主力開發(fā)層位為長4+52油層，在開發(fā)過程中，發(fā)現長4+52油層組包含了4套開發(fā)小層[2]，分別是長4+521、長 4+522、長 4+523、長 4+524 小層。

圖2 吳岔南井區(qū)綜合柱狀圖

2.2 砂體特征

研究區(qū)由于注水時間較長和滾動開發(fā)歷史，開發(fā)初期缺乏整體開發(fā)規(guī)劃，導致目前油水關系和注采對應關系混亂。井區(qū)北部以長4+521小層和長4+523小層為主，部分區(qū)域存在長4+513小層和長4+522小層；井區(qū)南部以長4+521小層和長4+522小層為主，部分區(qū)域存在長4+523小層[3]。

2.3 地面工程現狀

研究區(qū)現有清水水源4口，日供水能力600 m3/d，供水管線0.2 km。注水站3座，日注水能力600 m3/d，實際日注水407 m3/d，注水能力利用率67%。

3 存在的問題及解決辦法

3.1 存在的問題

(1)井區(qū)開發(fā)缺乏整體規(guī)劃，由于部分井組注采小層不對應，導致部分油井出現暴性水淹，而部分油井注水不見效，整體注水開發(fā)效果不佳。

旗勝45-35井組(圖3)，注水層位為長4+521、長4+522、長4+523，采油井僅45-33和45-57井開發(fā)長4+521小層，該井組注水井為分層注水，導致該井組長長4+521小層注水受益不均勻，目前45-33井明水停產，45-57井高含水，近期通過關停45-35井，摸排水淹關系，45-35井關停后1周左右45-33井含水下降到60%。

圖3 吳岔南45-35井組注水開發(fā)現狀

(2)在開發(fā)過程中發(fā)現，長4+5油層各小層之間注水見效和吸水能力差異較大，而目前實施分層注水的注水井占比僅為44%，仍有25口注水井屬于籠統(tǒng)注水，層間矛盾導致注水開發(fā)效果差。

(3) 45-35井注水井2011.5.3分層轉注長4+521、長 4+522、長 4+523，注水孔段：2247～2250 m、2271～2274 m、2288～2292 m，目前配注量為 P1：4 m3，P2：6 m3。該井組共有8口受益井，目前開井6口，井組日產液24.9方，日產油9.8方，綜合含水60.6%，平均單井日產液3.56 m3，單井日產油1.4 m3，截止2022.5.25井組累計產液25 550.1 m3，累計產油16 334.75 m3，累計注水34 259.8 m3，累計注采比1.22。該井組為菱形反九點注采井網，屬于滯后注水，從注采曲線圖可以看出，在注水開發(fā)之前，井組油井主要依靠天然能量進行開發(fā)，產量遞減快，穩(wěn)產水平較低，投入注水開發(fā)后，井組各受益井產液量較前期明顯上升，同時含水率也有所上升，最快見效周期約為16個月，產量遞減明顯放緩，后期在地層能量恢復較好后對相應受益井進行補孔、原層復壓提液等措施后，單井產量再次大幅度提升，除個別井出現套噴明水現象外，多數受益井可以穩(wěn)定生產，總體而言該井組注水效果較好。

(4)吳45-69井注水井2012.10.27新井投注長4+521、長4+522，注水孔段：2 243～2 250 m、 2 270～2 276 m，采用籠統(tǒng)注水方式，目前配注量8方。該井組共有5口受益井，目前開井3口，井組日產液4.9方，日產油1.17方，綜合含水76.1%，平均單井日產液1.63 m3，單井日產油0.39 m3，截止2022.5.25井組累計產液9 958.2 m3，累計產油 6 903.6 m3，累計注水 15 577.9 m3，累計注采比1.42。該井組為注采井網不規(guī)則，屬于滯后注水，從注采曲線圖可以看出，在投入注水之前，井組油井產液都相對較低，含水基本穩(wěn)定；籠統(tǒng)注水之后，大約2年左右，井組油井產液出現小幅上升，注水見效，但是后期油井含水迅速上升，3口井直接出明水(45-68、45-16、35-39)，受儲層非均質性影響，其余兩口油井后期產液偏低，總體而言注水效果不太理想。

(5)通過對比吳45-35井與吳45-69井兩個注水井組不難發(fā)現，同樣是對長4+5進行注水開發(fā)，由于分別采用了分層注水和籠統(tǒng)注水的注水工藝，注水效果差異較大：采用分層注水工藝，各小層能夠平穩(wěn)均衡地補充能量，增大了注水波及面，各受益油井產量相對穩(wěn)定，不易出現暴性水淹的現象；而采用籠統(tǒng)注水方式，由于儲層非均質性影響，注入水優(yōu)先從優(yōu)勢通道進入地層，容易出現部分井水淹水竄，而部分井不受效產能較低(圖4、圖5)。

圖4 45-35井組注采曲線圖

圖5 45-69井組注采曲線圖

(6)由于區(qū)塊開發(fā)歷史較長，部分注水受益區(qū)油井長期關停，部分受益油井由于作業(yè)事故導致事故關停，需要進行全面梳理，逐步恢復生產。

(7)部分油井由于注水原因，處于水淹高含水關停狀態(tài)，需要進行調驅堵水措施。

(8)部分油井或注水井存在套損現象，需要進行套損井治理。

3.2 解決方法

鐵邊城區(qū)塊吳岔南井區(qū)主要的開發(fā)矛盾：一是油井開井率僅為65%，油井利用率低；二是注水開發(fā)缺乏整體規(guī)劃，部分井組注采不對應。2022年主要針對這兩方面的矛盾進行綜合調整，對關停井進行全面梳理摸排，逐漸進行恢復，提高油井利用率，編制該區(qū)注水開發(fā)整體規(guī)劃方案，針對方案內容，進行注采井網對應，提高注采對應率，從而達到提高注水開發(fā)效果的目的[4-7]。

4 實施方案

4.1 綜合治理思路

以目前注水開發(fā)井網和開發(fā)現狀為基礎，開展關停井恢復攻關，提高油井利用率，同時依據注水開發(fā)整體規(guī)劃方案，進行注采層位調整，全面落實分層注水，提高注采對應率，逐個井組進行梳理調整配產配注，理順油水關系，最終實現全面提高注水開發(fā)效果的目的。

4.2 工作量測算

(1)地面維護方面。該區(qū)注水站、水源、水質均能滿足開發(fā)要求，目前發(fā)現套損井1口(吳45-59井)，事故井6口，需要進行大修和治理，除吳45-172井為長9層為，其余皆為長4+5，依次為吳45-93井、吳45-153井、吳45-27井、吳45-163井、吳45-41井。

(2)完善平面注采井網及縱向對應關系方面。該區(qū)主力開發(fā)油層為長4+52，長4+52油層劃分為3套小層，2022年主要油井工作量為未動用小層補孔，共梳理出19口待補孔油井。油井注采對應措施如表1所示。

表1 油井注采對應措施明細表

(3)措施方面。該區(qū)措施方面主要以注水井分層注水為主，目前共有25口注水井未實施分層注水，2022年計劃實施9口以籠統(tǒng)注水的方式進行分層注水，依次為吳45-214井、吳45-117井、吳45-144井、吳45-149井、吳45-73井、吳45-74井、吳45-103井、吳45-66井、吳45-176井。

(4)油水井測試方面。該區(qū)注水井測試方面主要以籠統(tǒng)注水井吸水剖面測試，共有25口注水井需實施吸水剖面測試，同樣以上述九口井進行實施。

5 實施效果預測

通過注采對應、分層注水等措施的實施，預計該區(qū)域日增油22 t，區(qū)域年產油從2021年的2.4萬噸提高到2.9萬噸以上，注采對應率提高到85%以上，自然遞減控制在8%以內，綜合遞減小于-20%以內，開井率達到90%以上，水驅控制程度達到85%以上，注水井分層注水率達到64%以上。

6 結語

以地質研究和區(qū)塊開發(fā)實踐為基礎，堅持整體部署，結合生產特征，注水開發(fā)，配套轉注，完善注采井網完善注采井網及注采對應，提高水驅占比；加強油區(qū)綜合治理，精細注水開發(fā)，深挖措施潛力，有序恢復關停油井，從而實現注水保穩(wěn)產的目標，有效提升油田水驅采收率。注重注采調整的時效性，優(yōu)化注水開發(fā)技術政策，科學解決平面、層間、層內三大注水矛盾，油水聯(lián)動，以水促油，控水穩(wěn)油，降低油田自然遞減率。