多套油水系统层状油藏开发实践与启示

2014-10-17罗钰涵

特种油气藏 2014年3期

罗钰涵，巢越，罗南，唐华，徐莎

(1.中石化江苏油田分公司，江苏扬州 225000;2.中国石油大学，北京 102249)

引言

陈堡油田陈3断块构造位置位于高邮凹陷东部吴堡－博镇断裂带中段，纵向上含油砂体多、沉积类型多、层间差异大，平面上储层非均质性强。1997年投入试采，经历了天然能量开采、注水开发、细分层注水、细分层精细注水4个开发阶段。目前分5套开发层系，采油速度为1.2%，采出程度为17.0%，综合含水为80.1%。针对该油藏储量动用不均衡、采油速度偏低、水驱动用状况差等问题，近年来通过不断的开发实践，在细分调整、井网优化、精细注水等方面进行了思路的逐渐转变，按储层物性、砂体展布形态组合进一步细分开发层系［1－2］，配合以井网优化、精细注水为重点的分层系注采完善，大大改善了油藏开发效果，在提高采油速度的同时控制了油藏的含水上升率。

1 主要地质特征及开发难点

(1)含油井段长、含油砂体多、沉积类型较多，层间差异大，多层合采层间矛盾突出。陈3断块Ef含油层系自上而下分为、、、4个砂层组，含油井段为1540～1820 m，共分41个含油砂体。平均单砂体厚度为2.5 m。自下而上从三角洲前缘亚相逐渐过渡到滨－浅湖亚相，沉积类型较多，物性差异较大，孔隙度为14.7% ～30.7%，渗透率为4.1 ×10－3～3282.0 ×10－3μm2，总体为中—高孔、中—低渗型储层，个别砂体为高渗型储层。早期开发方式为一套井网控制，依靠天然能量逐层上返开发，多层合采层间矛盾突出，储量动用不充分。以砂层组为单位划分开发层系，多次细分调整后，未有效解决层间矛盾。

(2)含油面积小，含油带窄，地层较缓，井网控制和注采完善难度大。陈3断块E1f1单砂体含油面积大于0.5 km2的仅3个砂体，含油带宽最大400 m左右，其余大多数油砂体含油面积小于0.1 km2，含油带宽100 m左右。由于地层较缓，十几个甚至几十个油砂体由一套井网控制，油井无法占领构造高部位，初期多数生产井均部署在砂体的中部与边部，导致油井见水快、含水上升速度快。特别是、的部分砂体由于含油带较窄，油井初投产就见水，储量控制程度低，且注采井网难以完善，开发效果变差。

(3)天然能量较弱，地层能量下降快且难以恢复。陈3断块E1f1初期依靠天然能量开发，该断块西南有一个小断层封闭，油藏边部砂体不发育，水体范围小，采出1%地质储量地层压力下降1.622 MPa，弹性产量比为4.07，地层压力下降较快。2001年投入注水开发，由于该油藏含油带较窄，油水黏度比较大，为控制油井含水的上升，注采比一直偏低，导致地层能量严重不足，对于这类窄条带状油藏，后期很难仅依靠边缘注水补充或恢复地层能量，由此制约了该油藏开发效果的改善。

(4)受平面物性差异及层间非均质性影响，注水效果不理想。由于砂体沉积横向上相变较大，砂体发育程度各异，受微相控制非均质性较强，平面物性差异较大，据统计陈3断块E1f1小层平面渗透率级差最大达91.9。从储层物性测试资料分析，各砂层组的主力油层的渗透率明显高于非主力油层，层间矛盾突出。受平面物性差异及层间非均质性影响，油藏注水开发后呈现2种相反的趋势［3］:连通性好的砂体注水后，对应油井见效快，但含水上升也较快;而储层横向变化大、连通性差的砂体，边缘注水见效差。

2 主要调整方法及效果

2.1 有序层系细分调整

为有效提高陈3断块E1f1油藏储量动用程度，改善开发效果，在不同开发时期有针对性地进行了按自然砂层组细分、按砂体展布形态细分、按物性差异细分3种层系细分调整［4－6］。2001年将E1f1按自然砂层组细分为、2套开发层系，同时全面投入注水开发。调整后日产油从72.7 t/d上升到159.2 t/d，采油速度从0.73%上升到1.61%，大部分对应油井1～3个月见到注水效果，但有效期较短。2005年继续按自然砂层组细分，将进一步细分为2套开发层系，实施分层注水，2套开发层系注采井网基本完善，采油速度在1.1%左右保持稳产，近4 a综合含水率控制在60%～70%。随着开发的不断深入，层间、层内矛盾日益突出，部分注水井表现出较强的单层突进现象，产量随含水上升而下降。

2009年以来，为减少层间矛盾，在沉积微相研究基础上，对陈3断块E1f1各砂体储量、有效厚度、层间级差及层间隔层分布等进行了分类评价，提出了层系的进一步细分。首先根据砂体展布形态细分 E1f11+2开发层系［3］，即含油带较宽的～砂体作为一套开发层系(图1)，其他非主力砂体～与组合作为另一套开发层系(图2)。

图1 陈3断块E1f11－1 ～E1f11－6开发层系井网

图2 陈3断块E1f11－7～E1f11－11、E1f12开发层系井网

图3 陈3断块E1f1含水与采出程度关系曲线

2.2 合理优化井网

图4 陈3断块数值模拟E1f1理论模型

结合陈3断块E1f1油藏储层非均质特征和油藏水淹特点，设计油藏数值模拟理论模型(图4)，研究注采井距与含水上升的关系［9－10］。研究表明:在油藏保持相同采油速度条件下，井距越小越有利于控制含水上升，采收率也就越高。在保持单井相同产液量条件下，150～200 m井距有利于控制含水上升。在经济条件许可的前提下，适当增加注采井数，同时严格控制单井生产压差，是提高此类油藏开发水平的有效办法。在此基础上，针对含油面积较宽的油藏设计了3套矢量化井网进行数值模拟优化，以确定合理的井网形式:交错排列井网、反五点法井网、反七点法井网。3套方案计算对比，综合考虑含水上升速度及累计产油，推荐局部反七点法的布井方式(图5)。

图5 不同布井方式下含水率与采出程度对比

另外，对不同黏度比油藏的研究结果表明:原油黏度越大，无水采油期短，含水率上升快，相同含水时采出程度越低，大部分油在高含水期采出。陈3断块E1f1油藏地下原油黏度为27.8×10－3μm2，由于早期采用逐层上返的开发方式，单井上返时平均含水率为82%，一部分油井在还具有一定产能且未达到特高含水阶段就调层，导致部分可采储量损失，局部井间区域剩余油富集。2013年结合合理井网优化研究成果，在陈3断块实施加密调整，形成局部七点法井网，挖潜效果显著，如构造边部的陈3－110井，钻遇油层2层7.4 m，初期日产油12.2 t/d，目前日产油8.9 t/d，含水率为28.1%。构造高部位的陈3－111井与邻井井距小于100 m，钻遇油层7层27.1 m，初期日产油11.3 t/d，目前日产油10.2 t/d，含水率为28.6%。目前标定采收率为31.8%，较细分前提高了3.8%。

2.3 开展精细注水调整

近年来，陈3断块E1f1立足注水稳油，从注采平衡原理入手，根据各层系实际地层压降与注采比IPR关系及拟合曲线来确定合理注采比，回归式计算出对应的合理注采比分别为0.56、1.25、0.80。结合前述层系细分与井网优化研究，开展精细注水，不断细分完善注采井网，增加水驱方向，提高实际注采比，补充地层能量，扩大水驱波及体积［11－12］。

2.3.1 强化非主力层注水，减少层间矛盾

陈3断块E1f1各砂层组内的单砂体含油面积大小不一，层间矛盾突出，纵向上各砂体注水状况不均。为有效提高水驱动用程度，强化非主力层注水，2009年E1f13增加注水井4口，构造高部位转注2口，同时为了减少层间矛盾，采取分注、增注、调剖、堵水等多种进攻性措施，在控制主吸层吸水量的同时增加非主力层的吸水量，通过强化注采调整，陈3断块层系地层能量得到一定的补充，水驱开发效果变好，日产液量稳中有升，从93.4 t/d上升至189.3 t/d，日产油基本保持在40 t/d左右水驱控制程度由83.2%上升至90.4%，水驱动用程度由67.5%上升至70.1%。

2.3.2 内移注水井点，完善注采井网

2.3.3 开展切割注水试验，初见成效

由于高部位油井注水受效差，在注水井内移的同时开展切割注水试验［13－14］，选择陈3－40—陈3－70、陈3－83—陈3－69、侧陈3－29—陈3－43、陈3－98—陈3－44井投转注，在、各形成2个行列式切割注水井组，实施后效果显著:高部位油井见到注水效果，陈3－81井日产油从0.9 t/d上升至 2.7 t/d，含水率由 87.7%下降至71.1%;低部位油井由之前的单向注水受效变成双向注水受效，有效提高注入水波及体积和驱油效率，陈3－6井日产油从2.6 t/d上升至4.5 t/d，含水率由83.9%下降至75.6%。