吳起油田H井區多層系綜合調整治理

陳 浩，汪昌堯，王 攀，曹 宗，張銘存，馬寶鵬

(延長油田股份有限公司 注水項目區管理指揮部，陜西 延安 716000)

吳起油田H井區由于地質條件復雜，含油層系較多，橫向、縱向非均質性都很強，造成油藏分布不具有規律性。自1998年勘探開發以來，吳起油田H井區主要依靠自然能量進行開采，導致產量下降快，采油速度低，含水上升速度快，地層虧空嚴重。2011年開始局部注水開發，然而在平面上未能很好的進行連片開發，沒有形成統一規劃的開發單元，縱向上也沒有明確的層系組合劃分，因此井網利用程度低。為提高該區域的油田注水開發效果，確定各層系細分注水調整技術，在縱向上分層系，平面上分區域，實施針對性調整措施[1]。對產液量，含水等生產變化大的井進行及時跟蹤分析，發現問題及時調整。有效控制注水量以及生產壓差，確保水線均勻推進，提高注入水波及體積，提高該區的水驅動用程度，為提高單井產量和采收率提供基礎。

1 區域概況

吳起油田H井區位于鄂爾多斯盆地所處的陜北斜坡，為一平緩的西傾單斜，構造運動微弱，區域構造極為單一，傾角不足1°，平均坡降小于 10 m/km。在單斜背景上，由于構造運動的不均衡性和差異壓實作用，在局部形成起伏較小、軸向近東西或北東-西南向的鼻狀隆起。主要開發層位延9、延10、長1、長2、長4+5、長6小層。延9和延10油層組主要發育辮狀河三角洲相河道、漫灘亞相，長2油層組主要發育三角洲平原亞相沉積，長4+5和長6油層組主要發育三角洲前緣亞相沉積。研究區含油面積為 50.35 km2，探明地質儲量為1564.24×104t，屬于低孔低滲儲集層。

2 開發背景

2.1 各層系儲量動用情況

根據各層動用面積和單儲系數，計算出各層動用儲量[2]。根據注水井的射孔位置以及與周圍油井的射孔位置的對應關系，分別統計出每套砂體的水驅動用面積。結合各油藏的平均厚度以及各油層的儲量豐度，計算出各層砂體的水驅控制儲量(表1)。

表1 吳起油田H井區儲量動用情況

2.2 注采對應情況

根據注采對應狀況可分為單向受益、雙向受益、多向受益、有采無注4類井。調整治理前研究區注采井網不完善，注采對應差。主要體現在兩個方面：一是部分區域沒有注水井(圖1)，這部分井依靠天然能量開采，自然遞減大，需要通過注水補充地層能量；二是研究區有注水井45口，注水井網周圍油井生產層位與注水層位對應差(圖2)，主要分布在西部，東部零散分布，單井日注水量 6 m3/d，注入層位主要為長4+5長6，其它產層沒有注水，本區塊整體注采對應率僅為15.1%(表2)。

圖1 綜合調整前H井區注采井網

圖2 H井區注采井組砂體連通剖面圖

表2 綜合調整前H井區注采對應率

3 綜合治理措施

3.1 多層系分層治理思路

研究區發育有油層延91，延92，延93，延101-1，長1長2、長4+51-2、長4+52-1、長61-1和長63-1等多套油層。油藏地質研究基礎上，結合當時的生產現狀，合理規劃井網[3]，將研究區主要劃分為延安組、長1長2、長4+5長6三個開發單元(圖3)。制定了以延安組、長4+5、長6為主要治理調整對象，兼顧長1、長2等油藏，在“多點溫和、點弱面強”的注水工作思想指導下，按照“整體部署、分批實施、跟蹤分析、及時調整”的原則，以“分層分區，成熟一塊，治理一塊”的方針開展治理工作，提高注入水波及體積，整體提升地層壓力，提高水驅控制面積及水驅動用程度的總體思路[4]。

圖3 H井區多層系注采井網分布圖

3.2 完善注采井網

根據不同油層的地質特征和開發條件，合理地劃分與組合開發層系。將性質相近的油層組合在-起，采用與之相適應的開發方式和井網進行開發，這是解決層間矛盾，提高油田開發效果的主要途徑。根據井網適應性分析[5]，結合主力層含油面積及剩余油分布情況進行部署：延安組油藏較為富集，大多油層出現在有鼻狀隆起或構造小高點區，典型的構造油藏，油藏驅動類型為彈性-水壓復合驅動，分布較為零散不成整套，采用邊部注水；延長組井網部署時參照鄰區延長組裂縫方向，設計為菱形反九點井網，保持了較多的采油井，便于提高采油速度，同時拉大了裂縫方向井距，縮小了側向排距，有利于注入水均質推進。該區最終采用邊緣注水與面積注水相結合的注水方式完善注采井網，增加平面水驅波及面積，建立有效壓力驅替系統。

延安組油層在H井區分布較為松散，主要在研究區的偏東部，根據延安組油藏的分布范圍及油井生產情況規劃延安組的井網，共部署新井12口，計劃調層補孔排液轉注9口；研究區長1和長2油層分布范圍較大，生產井主要集中分布在研究區的東部。在原有井網基礎上進行局部完善，共部署新井9口，油井轉注5口；研究區長4+5和長6油層分布廣泛、面積大，井網調整在之前的采用菱形反九點井網類型的基礎上進行局部完善，共部署新井17口，油井轉注8口，調整后的各層系井網見圖4。

圖4 綜合調整后H井區注采井網

3.3 提高儲層動用程度

調層補孔及提高分注率是提高儲量動用程度的有效手段。針對不同層系，優先動用儲層較好、含油面積較大的油水井進行調層補孔，最終對130口油水井補孔180段，累計補孔厚度 708.5 m；層間矛盾突出區域開展分層注水工作，該區注水井開井173口，其中分層注水24口，主要通過以上兩種方式來提高該區儲層動用程度。

3.4 完善注采對應關系

以小層為縱向單元，以井組為調整單元，分析注水井和采油井的注采對應關系，井組的注采平衡、地層壓力以及恢復情況，結合生產動態分析見水見效方向，在地層能量得到補充，且具有開發潛力的小層實施補孔壓裂，以提高注采對應率[6]，增加縱向水驅波及面積。在地層壓力沒有得到恢復以及注入水的水驅方向沒有波及的區域，無論油層顯示好壞，都不建議實施補孔措施。通過完善該區注采對應關系，各主力層注采對應率，注采對應率由15.1%提升至79.38%(表3)。

表3 綜合調整后H井區注采對應率

3.5 細分注水調整技術

3.5.1 延安組油藏注水調整技術

延安組注水調整治理根據油水界面接觸關系及抬升速度[7]，嚴格控制措施規模(表4)，同時合理控制采液強度，油藏內部<1.5 m3/(d·m)，油藏邊部<0.8 m3/(d·m)。注水參數采取“整體溫和，外強內弱”的注水政策，合理注水強度≤1.55 m3/(d·m)，合理的注采比為0.7～1.2。井網完善4～5個月后，日產液、日產油明顯提升，注采比保持在1.1左右，開發形勢較好。

表4 延安組油藏措施規模推薦表

3.5.2 長1長2油藏注水調整技術

長1長2層注水調整治理采取“強化注水”技術，快速補充地層能量，建立有效壓力驅替系統，后期實施縱向剖面調整，擴大水驅動用程度。采用“小砂量、小砂比、小排量”的壓裂工藝，防止水淹水竄。注水參數優化為見效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；見效程度高、含水和采出程度適中的注采比保持為1～2，高含水、高采出程度的注采比穩定在0.8～1.0。強化注水5～10個月后開始見效，日產液、日產油持續增加，含水率持續下降。

3.5.3 長4+5長6油藏注水調整技術

長4+5長6層注水調整治理采取“多點溫和、點弱面強、差異配注、整體平衡”[8]，采用“大砂量、大砂比、大排量”原則實施壓裂改造，提高油層導流能力，加砂強度1.0～3.5 m3/m。將注水強度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范圍內。并根據動態變化情況實時調整，地層壓力保持在100%～110%之間。注水井網完善后8～10個月產液量、產油量明顯提升，綜合含水基本保持不變。

3.6 高含水井治理

在油藏的注水開發過程中，裂縫的發育，油水井的壓裂改造，以及儲層本身沿砂體以及河道方向存在的滲流能力強的通道。隨著后期持續注水，個別油井含水量可能持續上升，要緊盯各油井含水量變化。對應含水上升要分析其歷史產液和產油量的變化，產出液礦化度的變化，分析是油井水淹還是井況出現問題，是快速水淹還是正常的含水持續變高。對應含水快速上升，可能是該井組周圍形成了新的滲流通道，要進行調剖處理[9]。對應含水上升變化速度較小的，可對注水井配注量進行相應的調整。對應大片含水上升的區塊，則要根據油藏特征進行整體分析和綜合治理。

4 治理效果分析

注水見效分析中，選取了調整治理前與2022年同期開抽的老井共計179口。分層位按照遞減率計算未注水情況下產液量與目前產液量對比，按照增液范圍將采油井分為三類：一類為未見效區域，增液量小于0；二類為一般見效區域，增液量介于0至 1 m3之間；三類為明顯見效區域，增液量大于 1 m3(圖5)。將三類區域對應的井數進行統計，其中未見效井50口，占比28%；一般見效井66口，占比37%；明顯見效井63口，占比35%(圖6)。從圖6中可看出，長4+5、長6油藏未見效井數與一般見效井數占比極高，表明長4+5、長6油藏現階段注水效果一般，導致這一現象的原因一方面為長4+5、長6油藏整體轉注時間較晚，累計注入量較低，地層壓力恢復情況較差；另一方面是因為長4+5、長6油藏埋深大，本身注水見效周期長于延安組及長1、長2油藏，且長4+5、長6油藏地層致密，注水過程中易出現高壓注水井，影響整體的注水效果[10]。延安組、長1、長2油藏由于在研究區成立后第一時間完成轉注，見效明顯井數量占比高，由于埋深淺，見效周期短，注水效果也較為明顯。

圖5 注水見效井組平面區域展布

圖6 各層位見效情況柱狀圖

5 結論

1)結合區域儲量動用、注采對應和效果分析等多種因素，從完善注采井網、提高各層系動用程度、提高注采對應率、細分注水調整技術和高含水井治理5個方面，對研究區采用分層系注水調整技術，各主力層注采對應率得到明顯提升，注采對應率由15.1%提升至79.38%，有效提升區塊注水開發效果。

2)在地層能量得到補充，且具有開發潛力的小層實施補孔壓裂；在地層壓力沒有得到恢復以及注入水的水驅方向沒有波及的區域，無論油層顯示好壞，都不建議實施補孔措施。

3)延安組注水參數采取注水強度≤1.55 m3/(d·m)，注采比為0.7～1.2；長1長2注水參數優化為見效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；見效程度高、含水和采出程度適中的注采比保持為1～2；高含水、高采出程度的注采比穩定在0.8～1.0。長4+5長6注水強度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范圍內。

4)延安組、長1長2油藏由于埋深淺，見效周期短，注水效果較為明顯，見效明顯井數量占比高。長4+5長6油藏轉注時間較晚，累計注入量較低，油藏地層致密，注水過程中易出現高壓注水井，影響整體的注水效果，導致未見效井數與一般見效井數占比較高。