定邊X區(qū)塊提高采收率潛力分析及對策

任春燕，李 銳，韓迎鴿，梁秋月，羅 瑩，袁 青，吳利超，李 楠

(延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西 榆林 718600)

定邊X區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地中部偏西北，發(fā)育延安組、延長組兩大含油層系，主要依靠注水開發(fā)提高采收率，處于“二次采油”階段。由于早期快速建產(chǎn)，常選取鉆遇的較好層位進(jìn)行開采，多套層系采用一套井網(wǎng)同時開發(fā)，導(dǎo)致開發(fā)層系混亂，層間、層內(nèi)、平面矛盾嚴(yán)重，給油藏的精細(xì)化管理帶來很大的挑戰(zhàn)。目前，開發(fā)層系有延6、延7、延8、延9、長1、長2、長4+5、長6、長7、長8，儲量控制程度高，但是各套油藏動用程度低，單套層系注采井網(wǎng)不完善，注采對應(yīng)關(guān)系復(fù)雜，無法形成統(tǒng)一的注采驅(qū)替系統(tǒng)，注水開發(fā)效果整體比較差，成為制約油田提高采收率的主要矛盾。因此，亟需科學(xué)合理調(diào)整注采井網(wǎng)，改善注水開發(fā)效果，提高采收率。

1 開發(fā)效果評價及潛力分析

1.1 層系井網(wǎng)狀況

目前，X區(qū)塊大部分區(qū)域采用一套不規(guī)則面積注水井網(wǎng)開發(fā)，油井977口，注水井271口，開發(fā)面積 73.3 km2，井網(wǎng)密度為17口/km2，注采井?dāng)?shù)比為1∶3.6，井距180～370 m，平面井網(wǎng)基本完善。對區(qū)塊油井對應(yīng)注水井方向數(shù)進(jìn)行統(tǒng)計，不受益油井?dāng)?shù)為400口，占比40.9%；單向受益油井?dāng)?shù)為249口，占比25.5%；雙向受益油井?dāng)?shù)為216口，占比22.1%；三向及以上受益油井?dāng)?shù)為112口，占比11.5%。可以看出，三向及以上受益井占比較低，注采對應(yīng)程度不高。部分井組存在有注無采、有采無注、邊緣缺井等問題，大大降低了注水效率。隨著生產(chǎn)時間的延長，局部井網(wǎng)的不適應(yīng)性、地下能量分布不均等開發(fā)矛盾逐漸暴露出來。

1.2 儲量動用狀況

水驅(qū)儲量動用程度是井網(wǎng)完善程度的一項指標(biāo)，該指標(biāo)的好壞直接反映油藏的井網(wǎng)是否合理和完善[1]。傳統(tǒng)的水驅(qū)控制程度計算方法為:與注水井連通的采油井射開厚度與井組內(nèi)釆油井的總射開厚度之比，只考慮到縱向上的注采對應(yīng)情況。傳統(tǒng)水驅(qū)動用程度計算方法為注水井總吸水厚度與總射開連通厚度之比，沒有充分考慮平面上水驅(qū)控制程度和縱向水井對油井生產(chǎn)層的控制情況。由于油田注水開發(fā)現(xiàn)狀等原因，傳統(tǒng)計算水驅(qū)控制程度和動用程度的方法計算出的結(jié)果并不能真正反映油藏實際情況，鑒于此，本文采用一種新的計算水驅(qū)控制程度和動用程度的方法[2-4]。水驅(qū)儲量控制程度指油藏水驅(qū)控制儲量與動用地質(zhì)儲量的比值，為平面水驅(qū)控制程度與縱向水驅(qū)控制程度(厚度注采對應(yīng)率)的乘積。水驅(qū)儲量動用程度是指油藏水驅(qū)動用儲量與動用地質(zhì)儲量的比值，為水驅(qū)控制程度與縱向水驅(qū)動用程度(吸水比率)的乘積。

1.2.1 儲量控制程度

平面上，X區(qū)塊含油面積 78.9 km2，地質(zhì)儲量5975.5×104t；目前井網(wǎng)控制面積 73.3 km2，井網(wǎng)控制儲量5550.2×104t，儲量控制程度為92.9%。目前井網(wǎng)已經(jīng)將區(qū)塊大部分探明區(qū)域內(nèi)的地質(zhì)儲量控制，剩余部分地質(zhì)儲量目前尚未被井網(wǎng)控制的原因：一是部分區(qū)域為經(jīng)開發(fā)證實的低效區(qū)、油層顯示差、完鉆井表明儲層變差；二是部分油藏平面上注采井網(wǎng)不完善，部分有油厚的地區(qū)沒有油井。針對以上情況，計劃在加強(qiáng)老區(qū)地質(zhì)再認(rèn)識、精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上實施鉆井工程，進(jìn)一步完善井網(wǎng)，控制含油面積，提高井網(wǎng)對儲量的控制程度。

縱向上，延9層儲量動用程度為59.3%，長4+5層儲量動用程度為48.8%，長8層儲量動用程度為59.0%。各主力油藏儲量動用程度均較低，剩余未動用潛力非常大。這部分地質(zhì)儲量主要是由于區(qū)塊多套油層疊合發(fā)育，開發(fā)動用程序原因，未射孔導(dǎo)致未動用，可通過油井調(diào)層補(bǔ)孔來實現(xiàn)儲量動用。

1.2.2 水驅(qū)動用程度

區(qū)塊水驅(qū)控制面積 54.1 km2，平面水驅(qū)控制程度73.8%，剩余未注水區(qū)域占比為26.2%，平面注采井網(wǎng)不完善。統(tǒng)計區(qū)塊977口采油井，采油井射開總厚度 5047.8 m。其中，與注水井連通的采油井射開厚度 3321.5 m，縱向水驅(qū)控制程度為65.8%。由于各小層存在有注無采和有采無注的情況，注采對應(yīng)率較低。

從表1看出，延9油藏水驅(qū)控制程度較低，主要原因為：一方面受沉積砂體分布控制，部分油砂體面積較小，基本上形不成注采井網(wǎng)，只能通過自然能量開采；另一方面部分井處于構(gòu)造相對高部位、產(chǎn)量較高，未進(jìn)行注水開發(fā)。延安組物性較好，吸水狀況較好。長4+5、長8油藏由于平面上分布連片性較好，水驅(qū)控制程度相對較高。長4+5、長8層由于物性較延安組差，加上部分注水井為投注，沒有進(jìn)行過壓裂改造，造成注水井注水困難，注水剖面不均，縱向水驅(qū)動用程度較低?？傮w上看，區(qū)塊內(nèi)各層未被注上水的空間還很大，有較大的調(diào)整空間。平面上，已動用但未注水的儲量潛力，通過增加注水井投轉(zhuǎn)注部署來控制及完善。剖面上，注采關(guān)系不對應(yīng)，已控制但未動用的儲量潛力，通過層系歸位、補(bǔ)改新層作業(yè)措施。目前工作主要圍繞投轉(zhuǎn)注、統(tǒng)層調(diào)層展開，逐步提高主力層注采對應(yīng)率，提高水驅(qū)波及體積，最終提高區(qū)塊水驅(qū)采收率。

表1 X區(qū)塊各主力層水驅(qū)動用程度統(tǒng)計表

1.3 地層能量狀況

地層壓力保持水平是注水砂巖油藏開發(fā)中一項非常重要的指標(biāo)，對注水開發(fā)油藏的開發(fā)效果具有很大的影響。合理壓力水平是指既能滿足油田提高排液量的地層能量的需求，又不會造成原油儲量損失、降低開發(fā)效果的壓力水平。合理地層壓力可以在建立良好的水驅(qū)系統(tǒng)的同時充分利用地層能量，提高水驅(qū)采收率和經(jīng)濟(jì)效益[5-7]。

X區(qū)塊由于前期衰竭式開采及注水時間較晚，造成地層嚴(yán)重虧空，壓力保持水平明顯偏低。延9油層原始地層壓力為 11.73 MPa，飽和壓力 8.21 MPa，目前地層壓力 7.88 MPa，壓力保持水平為67.2%；長4+5油層原始地層壓力為 14.03 MPa，飽和壓力 8.42 MPa，目前地層壓力 8.04 MPa，壓力保持水平為57.3%；長8油層原始地層壓力為 15.22 MPa，飽和壓力 10.65 MPa，目前地層壓力 13.80 MPa，壓力保持水平為90.7%。延9、長4+5層仍處于虧空狀態(tài)，可以從注水對應(yīng)油井的產(chǎn)液及含水情況得到證明，注水仍處于補(bǔ)充能量作用，水驅(qū)效果沒有充分發(fā)揮，需加強(qiáng)注水。長8層能量保持情況較好，主要是2018年以來將X區(qū)塊A區(qū)域長8開發(fā)單元作為首批治理對象進(jìn)行注采調(diào)整及精細(xì)注水，效果較好，需保持注水，加強(qiáng)動態(tài)監(jiān)測及配注調(diào)整。從而有效補(bǔ)充地層能量，保持或恢復(fù)單井產(chǎn)能，提高注水開發(fā)效果。

1.4 井網(wǎng)條件下采收率預(yù)測

根據(jù)標(biāo)定原則， X區(qū)塊2021年延9層標(biāo)定技術(shù)采收率20.6%。通過計算，本次標(biāo)定技術(shù)可采儲量239.5×104t；長4+5層標(biāo)定技術(shù)采收率25.6%，通過計算，本次標(biāo)定技術(shù)可采儲量526.6×104t；長8層標(biāo)定技術(shù)采收率17.0%，通過計算，本次標(biāo)定技術(shù)可采儲量220.1×104t。

2 提高采收率思路及對策

X區(qū)塊縱向上發(fā)育多套油藏，含油面積平面上存在不同程度的疊合。由于前期開發(fā)規(guī)劃不合理，目前開發(fā)層系混亂，注水開發(fā)效果較差。注采層位對應(yīng)是有效注水的基本條件，但如果對區(qū)塊整體進(jìn)行開發(fā)層系歸位調(diào)整，估計會對產(chǎn)量造成較大影響，實施難度很大。因此，針對區(qū)塊目前開發(fā)中存在的主要矛盾，結(jié)合生產(chǎn)實際情況，提出針對性技術(shù)政策：

1)劃分開發(fā)單元。采取“大而化小，分而治之” 的思路。根據(jù)區(qū)塊主力產(chǎn)層分布特點(diǎn)，綜合考慮含油層在平面上的連續(xù)性以及差異性，將區(qū)塊劃分為三個區(qū)域，以便逐步進(jìn)行綜合治理。以試油、試采資料為依托，結(jié)合油藏動態(tài)分析、注水見效情況、新建產(chǎn)能情況，確定各區(qū)域主力層位，將區(qū)域劃分為更細(xì)的開發(fā)單元，為實現(xiàn)油藏精細(xì)管理創(chuàng)造基本條件。

2)確定注采井網(wǎng)。對于疊合程度較低的區(qū)域，采用一套井網(wǎng)分片開發(fā)不同的層系，相鄰油藏盡可能組合在一起，保證目前采油工藝技術(shù)水平的適應(yīng)性，以免造成開發(fā)階段的復(fù)雜化，減少投資和建設(shè)工作量，提高綜合經(jīng)濟(jì)效益。對于縱向上疊置程度較高，且含油層系物性差異大、采用一套井網(wǎng)開發(fā)層間矛盾大的區(qū)域，進(jìn)行油藏工程和經(jīng)濟(jì)評價論證，如滿足分層系開發(fā)的原則和條件，各含油層系分別采用各自的注采井網(wǎng)開發(fā)。針對開發(fā)單元油藏類型，詳細(xì)研究論證，選擇適合該油藏的注水方式與注水井網(wǎng)。

3)層系歸位與開發(fā)調(diào)整。根據(jù)開發(fā)單元主力層，依托現(xiàn)有井網(wǎng)，實施注水井投轉(zhuǎn)注，油水井統(tǒng)層調(diào)層。對于長2以上構(gòu)造性油藏落實構(gòu)造走向，對部分不合理注采井位進(jìn)行調(diào)整；在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，分析目前注采單元注采對應(yīng)關(guān)系是否合理，注水井與采油井射孔剖面上砂體是否連通，不連通的注水井和油井通過調(diào)層、補(bǔ)孔進(jìn)行注采對應(yīng)調(diào)整。力爭使注采井網(wǎng)達(dá)到最優(yōu)化，以便合理、高效地開發(fā)油藏。

4)在達(dá)到有效注水基本條件的基礎(chǔ)上，進(jìn)行精細(xì)注采調(diào)控。針對平面能量分布不均，結(jié)合測試資料、油井產(chǎn)液及動液面恢復(fù)情況等，決定注水強(qiáng)度，進(jìn)行差異化配注，均衡平面能量分布。針對層間、層內(nèi)水驅(qū)矛盾突出，進(jìn)行分封堵調(diào)措施，提高有效波及和水驅(qū)動用儲量，改善油藏水驅(qū)開發(fā)效果。

5)在充分分析油藏能量補(bǔ)充情況的前提下，對低產(chǎn)低效井、停井進(jìn)行積極恢復(fù)。研究關(guān)停井原因和潛力，確定治理措施，提高單井產(chǎn)能和開井率，從而提高區(qū)塊采收率。

3 實施效果

X區(qū)塊A區(qū)域含油層系有延9、長1、長2、長4+5、長8，主力開發(fā)層系為長8。2006年投入開發(fā)，油井投產(chǎn)初期采用自然能量開采，投產(chǎn)后產(chǎn)量下降較快。2010年5月開始注水，但各開發(fā)層系未整裝開采，動用程度差，井網(wǎng)不完善，注水未建立有效驅(qū)替，受效不明顯。后部分采油井產(chǎn)液產(chǎn)油下降或因低產(chǎn)停抽，注水能量難以有效利用、造成注水井諸如壓力升高注不進(jìn)，注水效果較差。截止2017年底，共有油井185口，注水井48口。2018年將A區(qū)域作為X區(qū)塊首批治理區(qū)域開始實施。

1)針對有采無注井組，實施投注3口，轉(zhuǎn)注7口；針對有注無采井組、邊緣缺井，實施新鉆34口油井。調(diào)整后注采井?dāng)?shù)比由1∶3.9提高至1∶3.6；水驅(qū)控制面積由 17.2 km2增加到 19.4 km2，新增注水面積 2.2 km2；平面水驅(qū)控制程度為90.0%，較完善前的85.6%提高4.4%。平面注采井網(wǎng)趨于完善。

2)縱向上調(diào)層補(bǔ)孔，完善注采對應(yīng)關(guān)系，充分發(fā)揮主力油層的作用。實施注水井調(diào)層補(bǔ)孔6口，油井統(tǒng)層調(diào)層19口。調(diào)整后注采對應(yīng)率由88.2%提高到90.4%，縱向水驅(qū)控制程度改善效果明顯。增加受益油井36口，其中單向受益油井占比下降1.6%，雙向受益油井占比提高3.8%，三向及以上受益油井占比提高5.7%，說明注采井網(wǎng)更加合理。

3)根據(jù)地層壓力恢復(fù)水平結(jié)合實際生產(chǎn)實施差異化配注，采取“平衡、加強(qiáng)、控制”的注水思路，通過平面注采比調(diào)整，使油藏壓力保持水平上升，平面分布趨向合理。該區(qū)域大部分地層能量虧空嚴(yán)重、壓力保持水平低，油井長期不見效，采用強(qiáng)化注水。由于物性致密，對注不進(jìn)井進(jìn)行降壓增注。隨著注采井網(wǎng)不斷完善、注水規(guī)模逐步擴(kuò)大，日注水量由 284 m3提高至 591 m3，單井日注水量由 5.9 m3提高至 11.0 m3。區(qū)域長8地層壓力變化如圖1所示，可以看出，累計注采比不斷提高，地層能量逐年恢復(fù)。

圖1 A區(qū)域長8地層壓力與注采比關(guān)系圖

4)針對能量利用不足，造成單井產(chǎn)量低、采收率低的情況，優(yōu)選地層壓力恢復(fù)區(qū)的低產(chǎn)低效井、關(guān)停井進(jìn)行措施引效。該區(qū)域長8屬于低孔、特低滲透油層，油層十分致密，這就意味著水力壓裂是儲層改造的重要措施，之前大部分井采用常規(guī)壓裂、個別井嘗試轉(zhuǎn)向壓裂，效果均較差，這就對水力壓裂改造措施及質(zhì)量控制提出了更高的要求。在優(yōu)化選井的基礎(chǔ)上積極開展轉(zhuǎn)向壓裂、堵水壓裂、投球暫堵壓裂等新工藝試驗，以保證改造措施的成功性和有效性，充分挖掘油井潛力。從而提高油井開井率和產(chǎn)液量，釋放儲層能量，建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，使油井保持較長時間的穩(wěn)產(chǎn)。措施引效52井次，區(qū)域油井開井率由69.2%提高至81.6%，日產(chǎn)油從 91 t 提高至 161 t，單井日產(chǎn)油從 0.71 t/d 提高至 0.93 t/d，自然遞減由7.27%下降至2.96%、得到有效控制，實施效果理想。

四年來，在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，科學(xué)合理調(diào)整注采井網(wǎng)，統(tǒng)籌考慮精細(xì)注水、舊井挖潛、停井恢復(fù)，取得了顯著效果。理論及實踐表明，低滲油藏在地層壓力下降后，生產(chǎn)能力的降低具有不可逆性，適當(dāng)實施早期注水，可以防止原油物性變差、保證原油滲流通道的暢通、提高注入水波及范圍[8-9]。區(qū)塊早期注水區(qū)域開發(fā)效果好，油井產(chǎn)量較高且穩(wěn)產(chǎn)期明顯延長。下步要轉(zhuǎn)變思路，變被動為主動，優(yōu)化選井，對選出來的油井積極開展一系列有針對性的措施，主動培養(yǎng)，建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)，提高區(qū)域壓力保持水平，待條件成熟后進(jìn)行開采。由于低滲透油藏油層致密，物性差，存在天然微細(xì)裂，隨著注水時間的延長，部分注水井油層段會出現(xiàn)不吸水、吸水差或尖峰狀吸水等情況，對應(yīng)采油井存在不見效或見效少或過早見水等問題。后期應(yīng)持續(xù)做好動態(tài)監(jiān)測，對注水井調(diào)整吸水剖面，對采油井調(diào)整產(chǎn)液剖面。通過雙向調(diào)整有效地改善低滲透油層吸水——產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，提高油層水驅(qū)儲量動用程度，使油井產(chǎn)量保持平穩(wěn)，改善開發(fā)效果，從而使區(qū)域采收率得到提高。該思路和方法對X區(qū)塊長期保持穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率具有重要意義，同時對類似區(qū)塊有一定的推廣和借鑒意義。

4 結(jié)論和認(rèn)識

1)X區(qū)塊各主力油藏儲量動用程度均較低，剩余未動用儲量潛力非常大。平面注采井網(wǎng)不完善，注采對應(yīng)率較低，注水有較大的調(diào)整空間。

2)劃分開發(fā)層系有利于實現(xiàn)油藏精細(xì)管理，在油層內(nèi)部建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，改善油藏整體的注水開發(fā)效果，充分發(fā)揮各個油層的作用，提高油井單井產(chǎn)量和油藏最終采收率。

3)進(jìn)行精細(xì)地質(zhì)分層，縱向上挖掘各個小層的潛力，是今后提高采收率的主要方向，同時應(yīng)從配套工藝、注水時機(jī)等方面開展攻關(guān)，提高措施成功率，改善注水開發(fā)效果。