低滲透油藏差異化調整配套技術探索與實踐

閆鈺琦 劉磊峰 白惠文 王曉輝(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

0 引言

延長油田在資源匱乏、品位下降、投資乏力、政策紅線趨緊等諸多不利形勢下，堅持技術與管理并舉，求真務實，攻堅啃硬，取得了顯著成效。目前，水驅開發(fā)油藏已成為延長油田的開發(fā)主體，下一步提高水驅油藏開發(fā)水平和開發(fā)效益是保障油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的重要戰(zhàn)略方向和戰(zhàn)略陣地。

1 概況

為了加快解決油田注水開發(fā)中存在的突出問題，總結推廣成功經(jīng)驗。延長油田連續(xù)啟動兩個“三年注水大會戰(zhàn)”，并取得了顯著成效。會戰(zhàn)期間，重點從油田注水區(qū)塊中選取不同油藏類型、開發(fā)矛盾的典型區(qū)塊，進行綜合治理，5年以來，通過不斷深化油藏地質特征再認識，在注水精細調控工作中，逐步建立和完善了油田高效開發(fā)技術系列，為延長油田實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)和高質量發(fā)展發(fā)揮重要作用。

2 差異化調控技術

(1)侏羅系延安組單層系邊水油藏注水開發(fā)井網(wǎng)調整技術，針對儲層非均質性強、邊底水不發(fā)育、平面連通性較差，主要受巖性控制的油藏。如靖邊老莊項目區(qū)、吳起柳溝北、定邊學莊等區(qū)塊，采用面積注水方式完善井網(wǎng)，補充地層能量，建立起有效的壓力驅替系統(tǒng)，后期強化動態(tài)監(jiān)測，合理控制生產(chǎn)壓差，低含水期注采比保持在1.0左右，高含水期注采比1.2～1.5之間。目前平均單井產(chǎn)量、含水上升率、采油速度、自然遞減率等重點指標都好于鄰區(qū)油田水平，經(jīng)過初步評價預測，采收率將達到40%以上。

延安組巖性控制油藏采油參數(shù)推薦如表1所示。

表1 延安組巖性控制油藏采油參數(shù)推薦表

(2)侏羅系延安組單層系底水油藏注水開發(fā)井網(wǎng)調整技術，針對儲層邊底水發(fā)育，非均質性弱，連通性好，主要受構造控制的延安組油藏。如吳起柳溝南、周長，靖邊曹崾峴、大陽灣等區(qū)塊，采取“整體溫和，外強內弱”的注水政策，邊部注水完善井網(wǎng)，補充地層能量，防止底水錐進、邊水指進，后期采取邊部結合內部注水提高水驅控制程度。

延安組構造控制油藏生產(chǎn)參數(shù)推薦如表2所示。

表2 延安組構造控制油藏生產(chǎn)參數(shù)推薦表

(3)延長組長2油藏“強化注水”技術，主要針對開采年限長，地層能量虧空嚴重、低產(chǎn)低效問題突出的長2油藏，杏子川郝家坪、靖邊青陽岔、定邊東韓、橫山白狼城等區(qū)塊，采用“小砂量、小砂比、小排量”的原則。前期完善注采井網(wǎng)，采取“強化注水”技術，快速補充地層能量，建立有效壓力驅替系統(tǒng)，待地層壓力得到一定恢復后，實施縱向剖面調整，擴大水驅動用程度，進一步改善開發(fā)效果。目前自然遞減率、含水上升率等指標優(yōu)于鄰區(qū)油田水平，白狼城預測采收率將達到36%以上，超過長慶油田同類水平。

(4)延長組長2油藏水淹水竄綜合治理技術，針對儲層相對富集，初期產(chǎn)量高、遞減快，水淹水竄無效循環(huán)嚴重，關停井數(shù)多，低產(chǎn)低效長2油藏。如寶塔豐富川、甘泉下寺灣，靖邊青陽岔等區(qū)塊，在精細油藏認識的基礎上，選取部分區(qū)塊開展綜合治理試驗。采用分層隔排調整，拉大注采井距，重建注采井網(wǎng)，同步實施關、停、并、轉、堵綜合治理，改善開發(fā)效果。

(5)延長組長6油藏“多點溫和”注水調控技術，針對縱向含油小層多，橫向連通差，層間微裂縫發(fā)育；儲層物性差、吸水能力弱、壓力傳導慢；開發(fā)年限長，井網(wǎng)已定型，開發(fā)初期均經(jīng)過大規(guī)模壓裂等特點。如吳起、志丹、定邊、靖邊、杏子川等西部長6油區(qū)。以建立起有效壓力驅替系統(tǒng)為階段目標，充分考慮儲層特征和開采狀況，合理調整注采井網(wǎng)，均衡補充地層能量，保持合理注水強度 2.4～6.53m3/m·d。因此，提出“多點溫和、點弱面強、差異配注、整體平衡”開發(fā)調整，取得良好效果。目前平均單井產(chǎn)量由0.75噸上升到1.6噸，接近于鄰區(qū)長慶水平，綜合含水五年基本保持平穩(wěn)，預測采收率將達到25%以上；目前在綜合含水、自然遞減等指標好于鄰區(qū)長慶油田

(6)多層系開發(fā)油藏注采井網(wǎng)調整技術，針對縱向上含油層系多，注采嚴重不對應，各層系動用程度不均衡，注水效率低下。如西部吳起、志丹、定邊等采油廠所屬縱向含油層系較多油藏，細分注水單元，重新部署井網(wǎng)，按照分而治之思路，分別建立有效壓力驅替系統(tǒng)。

3 “一區(qū)一策”制度化，為目標精細調控提供活力

白狼城注水項目區(qū)項2012產(chǎn)量主要集中在南部和西南部，且單井產(chǎn)水量較高，綜合含水較高，其余采油井呈現(xiàn)低產(chǎn)低效的特征，如圖1所示，對比2020年產(chǎn)量餅狀圖可以發(fā)現(xiàn)隨著注水開發(fā)的進行，項目區(qū)中部和南部區(qū)域，產(chǎn)液量上升幅度較大，說明項目區(qū)注水開發(fā)效果較好。但是項目區(qū)各區(qū)域注水開發(fā)效果又具有差異性，北部及中部低產(chǎn)低效井，注水開發(fā)后隨產(chǎn)液量增加綜合含水上升較多已達到特高含水階段，南部區(qū)域隨產(chǎn)液量增加綜合含水有所上升(如圖2所示)，因此需結合地質，油藏及開發(fā)現(xiàn)狀對項目區(qū)各個區(qū)域制定“一區(qū)一策”技術制度，北部以及中部以“控制邊上推進速度”為主，保持低注采比，中部以西部“強化動態(tài)調配，實現(xiàn)區(qū)域穩(wěn)產(chǎn)”為主，通過強化動態(tài)分析和注水調配，保持注采平衡，東部強化注水，實時提液，實現(xiàn)高液高產(chǎn)。

圖1 產(chǎn)量餅狀圖

圖2 含水等值線綜合圖

4 主要認識

(1)實施油藏分類調整、完善注采井網(wǎng)、差異化調控技術，提高水驅控制程度和動用程度是夯實油藏穩(wěn)產(chǎn)基礎的關鍵。

(2)配套技術的完善和應用，是進一步改善油藏開發(fā)效果，提高油藏采收率的有效保障。

(3)以建立有效壓力驅替系統(tǒng)為目的，針對不同開發(fā)單元，制定差異化調整對策，實現(xiàn)均衡驅替和有效驅替，改善開發(fā)效益

(4)推行“一區(qū)一策”技術管理政策，實現(xiàn)油藏動態(tài)分析的制度化、日常化和精細化，是提高油藏經(jīng)營管理水平的有效手段。

5 結語

低滲透油藏在我國儲量豐富，占據(jù)了化石能源的半壁江山，目前注水開采技術是成本最低、效率最高的開采方法，深入分析注水技術的生產(chǎn)特征與影響因素、并在現(xiàn)有基礎上對其進行改良和提升，是迫在眉睫的問題，它能夠有效緩解我國資源緊張的局面，合理降低開采成本并提高采收率，增加經(jīng)濟收益，為我國油氣資源開采帶來機遇，進一步推動我國工業(yè)的發(fā)展與經(jīng)濟的進步。