低滲透油藏中高含水率階段調(diào)整對(duì)策

吳磊磊，張捷方，宋佳憶，宋龍慶

（1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西榆林 719000；2.中國石油大學(xué)（北京），北京 102249；3.大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江大慶 163414）

低滲透油藏進(jìn)入中高含水率、高含水率階段后，含水率上升快、采油速度低是影響油田穩(wěn)定生產(chǎn)的主要問題[1-2]。低滲透油藏挖潛潛力大，通過油藏精細(xì)描述、精細(xì)注水、井網(wǎng)調(diào)整等方法挖潛剩余油已成為這類油藏增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要措施[3-5]。

鄂爾多斯盆地Z 油區(qū)是典型的延安組延9 低滲透油藏，現(xiàn)階段關(guān)停油井多、采油速度低、含水率上升快。以該油區(qū)為例開展油藏精細(xì)描述、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析與注水效果評(píng)價(jià)，制訂以完善注采井網(wǎng)、恢復(fù)關(guān)停井為目標(biāo)的開發(fā)調(diào)整方案，研究成果對(duì)于改善延9 油藏開發(fā)效果具有應(yīng)用價(jià)值，同時(shí)也為其他類似低滲透油田注水開發(fā)調(diào)整提供技術(shù)借鑒。

1 油區(qū)地質(zhì)特征

Z 油區(qū)位于鄂爾多斯盆地，主力層為延安組延9油層組，油層組中部深度1 248.92 m，平均滲透率13.8×10-3μm2，平均孔隙度15.79%，是典型的低滲透油藏。本次研究將延9 油層組劃分為2 個(gè)砂層組，細(xì)分為延911、延912、延913、延921和延922共5 個(gè)小層，延912層為主力小層；平面上各小層分布穩(wěn)定，厚度變化較小，縱向上延921和延922層較厚。油藏為西傾單斜構(gòu)造，構(gòu)造平緩，無斷層，天然裂縫不發(fā)育，共發(fā)育9 處局部構(gòu)造高點(diǎn)，各小層間構(gòu)造特征具有良好繼承性。

Z 油區(qū)延9 油藏沉積類型為曲流河沉積，物源方向?yàn)楸蔽?南東向，河道滯留相為本區(qū)優(yōu)勢沉積微相。砂體展布特征與沉積微相展布特征相似，砂體展布受沉積相展布控制。井間砂體厚度差異較大，縱向上延921層砂體最厚，順物源方向砂體連通性好，局部區(qū)域砂體在垂直物源方向連通，整體來看，油水井間砂體連通性較好。

Z 油區(qū)延9 油藏存在邊底水，但水體能量較弱。儲(chǔ)量豐度為52.70×104t/km2，井均油層厚度12.85 m。延91砂層組油層厚度一般為2～5 m，厚度較薄，受隔夾層發(fā)育影響，油層連續(xù)性差；延92砂層組油層厚度在5 m以上，局部區(qū)域油層厚度可達(dá)10 m，油層發(fā)育且連片。油井普遍射開延921層開采。

2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析與開發(fā)效果評(píng)價(jià)

Z 油區(qū)2013 年4 月投產(chǎn)，截至2021 年12 月，累計(jì)注采比0.71，采出程度6.69%，現(xiàn)階段采油速度0.72%，綜合含水率71.36%。油區(qū)生產(chǎn)歷經(jīng)天然能量開采階段、注水穩(wěn)產(chǎn)階段，2019 年1 月進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段，該階段油井平均產(chǎn)油從2.16 t/d 降至1.57 t/d，綜合含水率升高至71.36%，大量油井逐漸關(guān)停，注采比逐漸上升至1.06。

2.1 產(chǎn)量主控因素分析

油區(qū)面積大，井位分散，各區(qū)域在儲(chǔ)層物性、開發(fā)井網(wǎng)等方面存在差異。現(xiàn)階段大部分油井產(chǎn)油低于1.5 t/d，產(chǎn)油低于0.5 t/d 的油井占比與產(chǎn)油高于2 t/d的油井占比基本持平，說明井間產(chǎn)油能力差異大。以油井平均累計(jì)產(chǎn)油2 500 t、平均采油強(qiáng)度0.1 t/（d·m）為界限，將油區(qū)劃分為高產(chǎn)量區(qū)和低產(chǎn)量區(qū)兩類區(qū)域。產(chǎn)液產(chǎn)油高的采油井集中分布在油區(qū)西北角、中部區(qū)域和西南部部分區(qū)域，油區(qū)北部、東南部采油井產(chǎn)量相對(duì)較低。對(duì)比兩類區(qū)域生產(chǎn)參數(shù)（表1），能夠看出高產(chǎn)量區(qū)雖然在低產(chǎn)量區(qū)投產(chǎn)1 年后才開井生產(chǎn)，但油井平均累計(jì)產(chǎn)量明顯高于低產(chǎn)量區(qū)油井，高產(chǎn)量區(qū)油井平均累計(jì)產(chǎn)油量與采油強(qiáng)度遠(yuǎn)高于低產(chǎn)量區(qū)油井。

表1 高產(chǎn)量區(qū)與低產(chǎn)量區(qū)生產(chǎn)參數(shù)對(duì)比Tab.1 Injection and production parameter comparison among areas

本區(qū)油井全部位于河道發(fā)育區(qū)域，沉積微相的差異對(duì)本區(qū)油井產(chǎn)油能力影響不大。由于投產(chǎn)初期對(duì)油區(qū)地質(zhì)特征認(rèn)識(shí)不清、井間砂體連通關(guān)系不明確，油區(qū)北部與東南部油水井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系相對(duì)較差。井網(wǎng)形式上（表2），高產(chǎn)量區(qū)普遍采用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)，油井與注水井?dāng)?shù)比不超過3.5。與高產(chǎn)量區(qū)相比，低產(chǎn)量區(qū)注水井少、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差、關(guān)停井占比高。

表2 高產(chǎn)量區(qū)與低產(chǎn)量區(qū)井網(wǎng)參數(shù)對(duì)比Tab.2 Comparison of well pattern parameters among areas

本區(qū)油井產(chǎn)量主要受注采井網(wǎng)與油水井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系影響，注采井網(wǎng)完善的區(qū)域油井產(chǎn)量更高，規(guī)則的面積注水井網(wǎng)開發(fā)效果明顯好于不規(guī)則注水井網(wǎng)。

2.2 油井見效分析

分析注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，通過對(duì)比井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線波動(dòng)變化，從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)方面分析油井注水見效特征，詳述不同類型井網(wǎng)中油井注水見效特征。

2.2.1 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng) 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)中注水井與同注采單元內(nèi)大部分油井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系良好，注水后2～7 個(gè)月內(nèi)油井注水見效，個(gè)別油井可在1 個(gè)月內(nèi)見效。見效程度與見效時(shí)間受構(gòu)造特征和沉積物源方向影響，“低注高采”的水驅(qū)效果更好。如果注采井呈垂直物源方向分布，注入水波及到油井所用的時(shí)間將成倍增長。

2.2.2 正方形反九點(diǎn)井網(wǎng) 正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)井距為230～260 m，邊井在注水5～6 個(gè)月后見效，順物源方向角井3 個(gè)月后見效。采用反九點(diǎn)井網(wǎng)的區(qū)域大量油井在注水前關(guān)停或長期關(guān)停，注水見效油井相對(duì)較少。

2.2.3 不規(guī)則井網(wǎng) Z 油區(qū)東南部采用不規(guī)則注采井網(wǎng)，井距200～400 m。該井網(wǎng)注水開發(fā)效果差。受效采油井在注水5～6 個(gè)月見效，單向受效采油井見效效果差，僅在注水初期見效，注水量穩(wěn)定后單向受效井對(duì)注水波動(dòng)不敏感，產(chǎn)量遞減快。

2.3 油井關(guān)停原因分析

大量油井關(guān)停嚴(yán)重影響油區(qū)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)。為滿足生產(chǎn)需求，需要分析采油井關(guān)停原因，并以此制定針對(duì)性調(diào)整措施。結(jié)合地質(zhì)因素、開發(fā)因素等方面分析油井關(guān)停原因，經(jīng)分析，油井關(guān)停原因主要為供液不足、單向受效和暴性水淹。

2.3.1 供液不足 供液不足的關(guān)停井大部分在2014年10 月至2016 年8 月關(guān)停，關(guān)停時(shí)間較早，此時(shí)油區(qū)還未開展大規(guī)模注水，開發(fā)方式為衰竭開采。延安組油藏為異常低壓油藏，天然能量不充足，油井衰竭開采的產(chǎn)量低，不能達(dá)到經(jīng)濟(jì)開采的要求，導(dǎo)致大量油井在這一階段關(guān)停。

供液不足的停產(chǎn)井分為兩種情況：第一種是注采井網(wǎng)不完善，周邊無注水井供液；第二種是油井在周邊注水井開注前或注水見效前關(guān)停。供液不足的停產(chǎn)井在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為產(chǎn)油產(chǎn)液長期較低，產(chǎn)液長期低于4 t/d，產(chǎn)油長期低于0.5 t/d，或者表現(xiàn)為投產(chǎn)后產(chǎn)油產(chǎn)液遞減速度快，關(guān)井時(shí)產(chǎn)液低于3 t/d，產(chǎn)油低于0.5 t/d。

2.3.2 單向受效 通過注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析與油藏工程方法定量分析，判斷油水井間連通關(guān)系。Z 油區(qū)大部分油井單向受效，單向受效井主要位于油區(qū)北部、東南部區(qū)域，北部采用反九點(diǎn)井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為4.43，東南部采用不規(guī)則井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比為4.60，注水井需同時(shí)向多口油井供液，單向受效油井供液來源單一，當(dāng)同一井組其他油井與注水井間形成滲流優(yōu)勢通道時(shí)，大部分注入水沿滲流優(yōu)勢通道流動(dòng)，單向受效油井產(chǎn)量很難提升。

2.3.3 暴性水淹 由于對(duì)油水層分布特征認(rèn)識(shí)不清、油水井注采不對(duì)應(yīng)、注采參數(shù)不合理，生產(chǎn)過程中，地層水或注入水迅速向油井突進(jìn)，造成油井暴性水淹。暴性水淹的油井在生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為產(chǎn)液驟增、產(chǎn)油不變或減少，含水率迅速升高至90%以上，或開井后產(chǎn)液達(dá)到4 t/d 以上，產(chǎn)油極低甚至沒有產(chǎn)油，含水率達(dá)到90%以上。

2.4 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

選擇水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度評(píng)價(jià)注采井網(wǎng)完善狀況，選擇地層壓力保持水平評(píng)價(jià)壓力狀況，選擇年產(chǎn)油綜合遞減率和剩余可采儲(chǔ)量采油速度評(píng)價(jià)油區(qū)開發(fā)狀況，選擇含水率上升率評(píng)價(jià)油區(qū)注水情況。依據(jù)水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)油區(qū)水驅(qū)開發(fā)效果，評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)與評(píng)價(jià)結(jié)果見表3。在6 項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)中水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、地層壓力保持水平和剩余可采儲(chǔ)量采油速度4 項(xiàng)符合水驅(qū)開發(fā)效果二類標(biāo)準(zhǔn)，含水率上升率符合水驅(qū)開發(fā)效果三類標(biāo)準(zhǔn)，綜合評(píng)價(jià)油區(qū)注水開發(fā)效果為二類，開發(fā)效果一般。

表3 水驅(qū)開發(fā)效果評(píng)價(jià)表Tab.3 Evaluation form of water drive development effect

3 調(diào)整方案設(shè)計(jì)

現(xiàn)階段油區(qū)開發(fā)主要面臨三方面問題，關(guān)停油井多、單向受效油井多、水驅(qū)控制程度低。大部分關(guān)停油井由于供液不足關(guān)停，嚴(yán)重影響油區(qū)產(chǎn)量。有超過50%的油井單向受效。單向受效油井的產(chǎn)量難以通過優(yōu)化注采參數(shù)提升，應(yīng)通過完善注采井網(wǎng)改善這一問題。油區(qū)水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度僅為60.42%。現(xiàn)階段仍有部分區(qū)域注采井網(wǎng)不完善，具體表現(xiàn)為注水井?dāng)?shù)少和“有采無注”。

3.1 調(diào)整方法

針對(duì)開發(fā)存在的主要問題，在現(xiàn)有注采井網(wǎng)基礎(chǔ)上，以完善注采對(duì)應(yīng)關(guān)系和提高水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度為主要調(diào)整目標(biāo)。從井位上看，油水井主要分布在油區(qū)5個(gè)區(qū)域，各區(qū)域相對(duì)分散，且各區(qū)域在井網(wǎng)條件、儲(chǔ)層條件、油井產(chǎn)液能力上均有所不同，因此在后續(xù)調(diào)整中對(duì)于不同區(qū)域，調(diào)整的側(cè)重點(diǎn)也不同。

3.1.1 低產(chǎn)量區(qū) 低產(chǎn)量區(qū)是后續(xù)調(diào)整中的潛力區(qū)（表4）。從表4 能夠看出，北部和東南部的低產(chǎn)量區(qū)是最早開井投產(chǎn)的區(qū)域，但采出程度相對(duì)較低，尤其是東南部區(qū)域，該區(qū)域儲(chǔ)量豐度高但采出程度為全區(qū)最低。

表4 油區(qū)各區(qū)域儲(chǔ)量與產(chǎn)量Tab.4 Reserves and production of different areas

東南部最顯著的問題是油井大量關(guān)停，根據(jù)油井關(guān)停原因分析，該區(qū)域油井大多由于供液不足在實(shí)施注水開發(fā)前關(guān)停，注水后未開井復(fù)產(chǎn)。因此東南部區(qū)域以根據(jù)油水井間砂體連通關(guān)系選擇油井復(fù)產(chǎn)為主要調(diào)整策略。

北部區(qū)域注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度低，調(diào)整以油井轉(zhuǎn)注和關(guān)停井復(fù)產(chǎn)為主。

3.1.2 高產(chǎn)量區(qū) 高產(chǎn)量區(qū)域注采井網(wǎng)比較完善，少有單向受效油井，現(xiàn)階段油井產(chǎn)量高、關(guān)停井?dāng)?shù)少。調(diào)整以優(yōu)化注采參數(shù)為主，注采井網(wǎng)不做大規(guī)模改動(dòng)。

3.1.3 其他區(qū)域 5 個(gè)主要分布區(qū)域以外還零散分布著2 個(gè)“有采無注”的區(qū)域和1 個(gè)由2 口注水井和4 口油井組成的注采單元。“有采無注”區(qū)域考慮油井轉(zhuǎn)注，設(shè)計(jì)關(guān)停井復(fù)產(chǎn)、油井轉(zhuǎn)注和油水井補(bǔ)孔，完善注采井網(wǎng)、論證油水井措施合理性并給出實(shí)施建議。

3.2 油水井措施

為完善注采井網(wǎng)、提高水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度，在明確了油水井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系的基礎(chǔ)上，提出油水井補(bǔ)孔、關(guān)停井復(fù)產(chǎn)和油井轉(zhuǎn)注的油水井調(diào)整措施建議。

3.2.1 油水井補(bǔ)孔 如果油井在延9 油層組不只有1個(gè)油層，當(dāng)原射開層位高含水率或油井低產(chǎn)時(shí)，可以考慮射開接替層生產(chǎn)，以此維持或提高油井產(chǎn)量。通過補(bǔ)孔這一措施，提高油藏縱向動(dòng)用程度。選擇補(bǔ)孔油井時(shí)，優(yōu)先選擇與注水井注采層位對(duì)應(yīng)的油井。如果和注水井原射開層位不對(duì)應(yīng)，考慮對(duì)注水井在對(duì)應(yīng)層位補(bǔ)孔。本區(qū)兩種類型油井考慮采用補(bǔ)孔措施，一類是含水率達(dá)到85%以上、產(chǎn)油低于0.7 t/d 的低效高含水率井，另一類是受隔夾層遮蔽、注水受效差的油井。前一類井機(jī)械封堵油井原射開層位，再射開接替層開采。經(jīng)分析論證，建議對(duì)本區(qū)6 口油井、2 口注水井補(bǔ)孔。

3.2.2 關(guān)停井復(fù)產(chǎn) 油區(qū)部分區(qū)域在開發(fā)初期缺少注水，地層能量不充足，油井產(chǎn)量低、產(chǎn)量遞減快導(dǎo)致關(guān)停，開展注水后，這些油井也沒有復(fù)產(chǎn)，這部分儲(chǔ)量一直未得到充分動(dòng)用，因此此類油井具有較大調(diào)整潛力。在因供液不足而關(guān)停的油井中選擇油層厚、注采對(duì)應(yīng)良好的油井復(fù)產(chǎn)，提高水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度，同時(shí)，選擇位于優(yōu)勢構(gòu)造部位的關(guān)停井復(fù)產(chǎn)也可改變儲(chǔ)層中的滲流場，改善同注采單元油井注水受效不均的問題。經(jīng)分析，提出10 口關(guān)停油井復(fù)產(chǎn)建議。

3.2.3 油井轉(zhuǎn)注 油區(qū)部分油井由于單向受效導(dǎo)致低產(chǎn)低效，這些井供液較充足時(shí)產(chǎn)油較高。在此類井附近根據(jù)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，選擇高含水率井或關(guān)停油井轉(zhuǎn)注。在“有采無注”區(qū)域選擇關(guān)停井或高含水率井轉(zhuǎn)注，以完善注采井網(wǎng)，提高水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度。基于上述兩個(gè)方面考慮，提出4 口油井轉(zhuǎn)注建議。

共建議調(diào)整22 口油水井，其中補(bǔ)孔油水井8 口、復(fù)產(chǎn)關(guān)停井10 口、轉(zhuǎn)注油井4 口。調(diào)整后注采對(duì)應(yīng)厚度增加76.03 m，水驅(qū)控制儲(chǔ)量預(yù)計(jì)增加25.23×104t。

4 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

油區(qū)油水井?dāng)?shù)多、井位分散、開發(fā)歷程長，難以建立較為準(zhǔn)確的全區(qū)地質(zhì)模型與數(shù)值模型，因此選取具有代表性的典型井組建立地質(zhì)模型與數(shù)值模型，預(yù)測調(diào)整后15 年開發(fā)效果。

典型井組井距約為200 m，共有油井7 口、注水井2 口，現(xiàn)階段3 口油井在產(chǎn)，2 口注水井在注。井組位于油區(qū)東南部，是全區(qū)油井最早投產(chǎn)的區(qū)域之一，部分注采層位不對(duì)應(yīng)，投產(chǎn)初期“有采無注”導(dǎo)致油井關(guān)停，目前該井組處于產(chǎn)量遞減階段。該井組的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征存在的問題與油區(qū)高度相似且所處的油區(qū)東南部為潛力區(qū)，是調(diào)整的重點(diǎn)區(qū)域，因此認(rèn)為該井組具有較強(qiáng)代表性，該井組的預(yù)測結(jié)果能夠反映調(diào)整方案實(shí)施效果的優(yōu)劣。井組油水井措施與注采參數(shù)優(yōu)化建議見表5。

表5 油水井調(diào)整信息Tab.5 Information of well adjustment

利用地質(zhì)建模與數(shù)值模擬技術(shù)模擬不調(diào)整與調(diào)整后15 年開發(fā)效果（圖1）。預(yù)測在調(diào)整初期，受復(fù)產(chǎn)油井影響，綜合含水率低于不進(jìn)行調(diào)整時(shí)的綜合含水率，隨著調(diào)整時(shí)長的增加，綜合含水率逐漸趨于一致。預(yù)測調(diào)整15 年后，綜合含水率達(dá)到93.93%，產(chǎn)油量較維持原方案產(chǎn)油量提高4.5×103m3、采出程度提高2.81%。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，實(shí)施調(diào)整方案后，開發(fā)效果將得到明顯改善。

圖1 預(yù)測累計(jì)產(chǎn)油量與預(yù)測含水率曲線Fig.1 Predicted cumulative production and predicted water cut curves

5 結(jié)論

（1）Z油區(qū)延9 油藏為曲流河沉積，河道滯留相為優(yōu)勢相，砂體展布受沉積微相展布控制，油水井間砂體連通性好。

（2）注采井網(wǎng)的完善程度與油水井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系是影響油井產(chǎn)量的主控因素，采用規(guī)則面積注水井網(wǎng)、注采井網(wǎng)更完善、油水井注采對(duì)應(yīng)關(guān)系更好的區(qū)域，油井產(chǎn)量更高、產(chǎn)量遞減更慢；供液不足、單向受效和暴性水淹是油井關(guān)停的主要原因。

（3）水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度、含水率上升率等6 項(xiàng)指標(biāo)綜合表明，Z 油區(qū)延9 油藏注水開發(fā)屬二類水平，注水開發(fā)效果一般。

（4）針對(duì)油藏關(guān)停油井多、采油速度低和局部地區(qū)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系差、水驅(qū)控制程度低的問題，建議采取（換層）補(bǔ)孔、油井轉(zhuǎn)注和關(guān)停井復(fù)產(chǎn)3 種油水井措施，同時(shí)調(diào)整注采參數(shù)；根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，預(yù)計(jì)調(diào)整方案實(shí)施后能夠明顯改善油藏開發(fā)效果。