延長油田延安組油藏優化注水技術

張景皓，李 浩，陳 靜，艾小凡

(1.延長油田股份有限公司注水項目區管理指揮部；2.杏子川采油廠，陜西延安716000)

延安組油藏主要分布于延長油田西部地區，分為受巖性控制油藏和受構造控制油藏兩大類型，一直以來延長油田西部延安組區塊注水開發效果不理想，在開發初期沒有科學的規劃注采井網，開發初期采油速度過快導致邊底水推進加快，部分油井含水上升速度快[1-4]，后期注水時注水井沒有按照井網整體規劃轉注，導致部分區域見水快，水驅控制程度低，甚至出現水淹、水竄現象。本文在油藏構造、儲層特征研究的基礎上，結合區塊開發動用狀況、底水錐進特征等對老莊區塊注水綜合調整前井網進行了全面分析。提出了后期注水開發調整采用邊緣注水方式和點狀注水結合的注水方式完善注采井網，同時對采油井采取地下與注水“提控結合”，地面優化采油參數的調整思路[5,6]。

1 區塊開發現狀及存在問題

1.1 區塊開發概況

靖邊老莊區塊2009年投入開發，主要開發層位為延9油藏。為巖性—構造油藏，動用面積13.5 km2，地質儲量382.88×104t，可采儲量138.77×104t。生產層位為延安組延91、92和93油層，主力開發層位為延92油層，截止2015年底，項目區生產井總數為153口，開井94口，采油井共116口，開井69口，累計產液量106.87×104m3，累計產油量59.56×104t。注水井共37口，開井25口，累計注水51.48×104m3，累計注采比0.48，日注水168.90 m3，綜合含水52%，采出程度13.13%。累計注采比為0.44，地層累計虧空59.94×104m3。

研究區延9油藏類型為巖性-構造油藏。油層分布主要受河道沉積巖性控制，局部由于差異壓實作用形成鼻狀隆起。主要儲層為河道砂巖沉積，砂體呈近南北向，呈帶狀展布，砂體延伸較長，砂體兩側及上覆河漫沉積泥巖構成主要的巖性遮擋。根據河道發育情況，沿平行及垂直河道展布方向各建立了2條油藏剖面(見圖1和圖2)。

從油藏剖面圖對比來看：1)縱向上油水分布可劃分為三種類型：純油帶、油水過渡帶與純水帶，沒有統一的油水界面；2)油層主要發育在延92小層、其次為延91小層，且砂體發育及連通情況較好；3)油層的集中程度主要受沉積相帶、鼻狀隆起、儲層物性及非均質性控制，在河道主體沉積區域油層分布相對集中。

圖1 垂直河道油藏剖面

圖2 平行河道油藏剖面圖

1.2 區塊開發中出現的主要問題

老莊區塊自從投入開發后區塊地層能量一直沒有規模補充，壓力保持水平低，截止2015年底，地層壓力只有5.01 MPa占原始地層壓力10.5 MPa的47.71%。雖然從2011年開始注水但注水井比例較小，受益井較少，區塊整體沒有形成統一的驅替系統。截止2015年項目區71口采油井開井中，僅38口注水受益，且28口為單向受益井，無注水井高達33口，區塊產量從2012年最高的12.63×104t降至2015年7.29×104t。由于區塊底水發育，初期開發采油強度大，造成部分油井底水錐進，含水上升速度快(見表1)，穩產時間短的開發特征。對這部分井進行穩油控水的措施，同時對其他底水發育的油井制定合理的開發方案。

表1 部分含水變化大油井的數據統計

2 區塊注水綜合調整

針對延安組區塊油藏構造，底水發育不同階段和開發特征，在綜合調整時以預防底水錐進，控水穩油為目的。底水錐進主要是由于油田投入開發后，油水界面以上油層段壓力降低，形成“壓降漏斗”造成底水上升(圖3)，表現為油井產液量增大，含水升高。根據對老莊區塊注水綜合調整總結，對此類油藏開發主要從注水、采油兩個方面調控地層壓力制定防錐、壓錐措施，確定合理的注水方式；針對層間底水發育情況，采取分層注水、確定合理的采油參數、加強動態監測及時發現油井異常變化等。

圖3 底水錐進示意圖

2.1 確定合理的注水方式

由于原來井網規劃未考慮構造及邊底水等因素且為不規則井網，井網形式已經固定且無法改變的情況下，本次調整結合油藏構造及底水發育和變化規律對井網進行了調整，調整期間共增加注水井28口，形成了邊部注水和內部點狀注水相結合的井網形式(圖4)。邊緣注水井增加區域內地層壓力的同時，推遲了邊水推進時間。點狀注水針對有底水錐進的區域既能控制邊底水的均勻推進，又能防止構造高部位的底水錐進，最大限度減緩水淹水竄和底水錐進時間，提高油田開發最終采收率。

圖4 老莊注水項目區延油藏井網調整圖

2.2 細化開發層系，實現分層注水

根據沉積旋回將區塊延9層細分為3個小層，為解決不同層底水發育差異造成層間干擾的矛盾，對17口注水井實行分層注水方式；針對底水存在的油井，按照有無隔夾層以及底水的活躍程度制定不同的注水、采油參數，分層注水主要針對上下小層都存在底水的油層段，根據上下地層壓力通過不同的注水強度保持層間壓力平衡。梁17-4與2016年5月實行分層注水，對應受益井梁17-1延92小層和延91合采，分層注水后梁17-1的含水基本穩定，三年含水率增加6個百分點，液量保持穩定一年多后下降(圖5)，但沒有出現底水錐進的現象。

圖5 梁17-1井生產綜合開發曲線圖

2.3 注水井與采油井“提控結合”

根據區塊地層能量分布和注入水驅替特征，對采油井進行調層、補孔等措施，在調整平面和層間矛盾的同時，提高了注采對應率。針對不同區域注水開發特征和底水發育情況對采油井采取不同的采油參數。主要做法是通過優化泵掛高度、沖程、沖次、采油井工作制度來平衡各個方向的注水驅替速度和壓力，對底水發育區域油井降低采油參數控制采液強度，延長低含水期開發。由于底水錐進是緩慢變化的過程，在區塊開發中要及時對油井井底流壓、油壓、產液、含水進行監測，綜合判斷底水對油層的開發影響。老莊區塊在綜合治理期間為了對治理效果及油田的生產情況及時掌握，提出了動態監測方案，共安排監測項目6項，81井次。其中油水井措施、監測及井次等數據見表2。

表2 油水井措施及測試井次統計

3 注水開發效果評價

3.1 注采比趨于合理，原油產量穩定上升

至2018年8月，老莊區塊共有采油井102口，注水井54口，注采井數比1∶1.9，日注水580 m3，注采比為1.2。延91注水面積上升至2.97 km2，延92注水面積上升至6.1 km2。提高水驅控制面積，注水波及系數擴大，注水開發效果得到提高。產液量由365.56 m3增加至584.11 m3，日均產油量由150.03 t增加至211.58 t，單井產量由2015年的2.11 t/d上升到2018年3.11 t/d，含水率基本保存穩定，由52%上升至57%，含水上升率控制在5%以內，區塊年產量在2016年轉注工作完成后保持平穩(圖6)，產能遞減趨勢得到有效控制。

3.2 水驅控制程度明顯提高

通過轉注28口油井，井網完善后，區塊62口開井中，雙向及多向受益井達56口，已見效42口，其中18口產量提升30%以上，見效明顯(如表3和圖7所示)。

延91注水面積由2015年的2.7 km2上升至2.97 km2，水驅控制程度2015年73.01%上升至2018年84.82%。延92注水面積由2015年的4 km2上升至6.1 km2，水驅控制程度由2015年73.14%增加到2018年93.68%。

3.3 存水率指標分析

存水率是指累計注水量與累計產水量之差與累計注水量的比值。存水率主要反映注入水利用率的高低，其實質是注入水維持地層能量的效率[7,8]。本文從存水率與累計采出程度的關系分析老莊注水開發效果與特征。老莊區塊從2013年1月份開始累計注水量大于累計產水量，存水率的變化可以劃分為4個階段(圖8)，2013年1月～2015年12月注水井維持在26口，但期間存水率變化有3個變化階段：2013年1月～2013年9月存水率呈快速上升趨勢，主要原因是地層能量虧空，注入水用來補充地層能量損失。2013年10月～2014年7月地層存水基本保持不變，區域2014年8月～2015年12月，區塊注水井加大了配注量，階段注采比提高，存水率上升一段時間后出現下降趨勢，說明區塊部分區域地層能量得到補充，但見水方向單一，表現在后期存水率出現下降趨勢，由于累計注采比保持在0.5以下，區塊整體沒沒有形成完整的驅替系統。2016年新增28口注水井后，區塊整體注采井網得到完善，存水率在長時間出現增長的趨勢，說明區塊整體驅油效果變好。

圖8 存水率與采出程度曲線圖

4 結論及建議

(1)延長油田延安組油藏底水普遍發育，宜采用邊部注水和內部點式注水結合的注水方式，這種注水方式可以有效控制底水錐進，延長低含水開發時間。

(2)高強度的采油速度和油藏平面非均質性會引起底水錐進，導致油井過早見水，在開發中要制定合理的采油強度，對上下層位都具有底水的油藏應實施分層注水。

(3)預防、壓制底水錐進需要注水調控地層壓力結合采油井補孔壓裂、封竄以及采油參數優化、油水井資料測試等工作同時進行。