砂岩油田注采结构优化调整方法

2020-05-20高海龙柳朝阳王倩杨永强

世界地质 2020年1期

高海龙,柳朝阳,王倩,杨永强

1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075; 2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000； 3.中国地质大学成矿作用与成矿过程国家重点实验室，北京 100083

0 引言

油气田开发是一个长期的过程，根据油气藏类型、地层能量、含水及产量等众多开采参数特征的不同，油气田开采阶段有不同的分类方法[1]。可以按含水划分开发阶段，如童宪章在20世纪80年代初曾提出如下的按含水划分：①低含水(含水0%～25%)、②中含水(含水25%～75%)、③高含水(含水75%～90%)和④特高含水(含水90%以上)等4个开发阶段[2]；也可以按油气田开发全过程划分：即油藏投产、高产稳产、产量递减和低产等4个阶段[3]；也可以按产能建设、注水开发、调整治理和综合调整治理等划分油气田的开采阶段；还有按开采方法划分:一次采油阶段、二次采油阶段和三次采油阶段[4]。采液速度和采油速度是其中两个重要的指标，依照其变化可以把油田不同开采阶段划分为3种模式，即提液稳产模式、稳液降产模式和降液控水模式[5--6]。而针对不同的油气藏类型和不同的开发模式，在油气田不同的开发阶段，注采结构中存在的问题也是不同的，因此注采结构调整的主要方法和调整的效果都是不同的。

油田注采结构调整是一项非常复杂的工程, 不仅涉及到油藏工程方面研究, 而且也涉及到采油工艺先进技术的应用，开采涉及到复杂的物理化学过程[7]。在油田注采结构分析中既要发挥调整井、分层注水(堵水、压裂)和优选油井工作制度等作用，也要搞好油田注采结构的精细调整。首先要搞清注水状况和地下油、水的分布状况以及不同油层的开采状况, 同时掌握油田不同油井、不同油层的生产能力、含水率和压力变化等[8],并在这个基础上研究油田的各种采油潜力。重视各种潜力，了解注采结构调整、稳油控水的必要条件，就可以着手编制油田进行注水、采液、含水结构分析和稳油控水等注采结构总体方案的优化调整。

1 优化调整注采结构的必要性

国内外许多不同类型、不同开发阶段砂岩油田的注水开发采油的案例表明, 通常由于非均质性的油层导致了油田开发的不均衡,往往渗透率高的好油层最先开采、最先水淹，且最先进入高含水期；而低渗透率的油层开采推后，甚至无法动用,通常需要加密调整才能得到动用。高储量油田的开采常常是由易到难, 开发井网也由稀到密,开发层系也是由粗到细。而不同油田的不同含水阶段,其开采也因地下油水分布和油水井开采条件的不同,油田稳产的具体做法也是变化的。通过研究分析国内外一些注水开发砂岩油田中、高含水期开发资料[5--10],发现采用“提液稳产”模式开发的水驱油田,其初期的采油速度一般不太高，随着含水率上升,通过提液油田稳产期可达7～12年, 而提液的主要措施包括增加开发井数、扩大生产压差和改善渗流条件等，同时逐步采用各种措施提高产液量以弥补可能出现的产量递减。然而采用“提液稳产”模式开发的油田，稳产期综合含水率通常低于80%，其采油速度通常低于2%,经济效益相对较差。采用“稳液降产”模式开发的油田,初期采油速度高，稳产时间较短,通常不超过6～8年,经济效益相对较好[11]。

油田注水开发过程中, 依据其产液量的变化而进行油田地面工程建设和改造程度，所以在油田注水开发过程中,首先要注意油田含水上升率的变化, 尤其是液/油比值的变化。因为随着含水率的上升,液/油比值的增长也将急速地加快,导致地面集输、注水系统和污水处理等地面工程项目需要相应调整和改造。如果频繁调整，会大大影响油田稳产的经济效益。在很多情况下,如油田含水率达到80%时,要想继续保持油田稳产,应尽量减少提液稳产措施，避免由于频繁改造地面工程，而造成经济效益降低。因此，只有创造出一条适合油田自身高含水期“稳水控油”开发的新模式,才能获得较好的开发效果和较高的经济效益。

2 注采结构优化调整中存在的常见问题

注采结构直接关系到油田的开发效果，在油气田不同的开发阶段，注采结构中存在的问题也是不同的。如新区产能建设方案地质方面的研究主要是基于地震资料开展的，在地质方面的认识如构造、储层和沉积等通常与实际地质情况有较大的出入；而在油田开发的中后期则常因注、采等生产动态资料的计量、采集不准确而导致对剩余油分布的认识不准确，进而影响注采结构的调整。总之，注采结构调整中存在的问题较多，归纳起来主要有以下7个方面[12--14]。

微构造方面的问题新区投产通常是根据少量探井、评价井的钻探成果，在以地震资料的构造解释为主形成的构造图基础上进行开发井位的部署，由于受地震资料精度所限，构造图的精度往往不够，微构造通常刻画不出来，从而成为注采结构调整的一个重要影响因素。

储层、沉积微相方面的问题新区开发方案通常是依据少量探井、评价井，在地震反演描述的储层分布、物性和沉积相、沉积微相基础上进行开发井网的部署，因此新区方案井网难以保证是最佳开发井网。

剩余油分布方面的问题油田无论是原始地层能量开发阶段还是注水开发阶段，油田经过一段时间开发后，油气在储层中的分布变得极为不均匀而分散，因此剩余油分布的研究则成为注采结构调整的关键因素。

开发中后期注采结构适应性较差问题因为油砂体主体部位长期注水好, 则层间干扰大；而砂体边缘部位、上倾尖灭部位在注水时其对应差、动用更差。

注水井配注不达标和超注问题如果部分注水井、注水层段超配注水,导致调整、控制难度大；而另一部分注水井、注水层段达不到配注要求。

油田井下技术状况持续变差的问题随着油田开发的进行，套管错断、破裂、漏失和变形的井数将急剧增加。

技术及工艺问题现有技术手段不能很好地解决厚油层内细分挖潜调整的需要，以及工艺落后的问题。

3 注采结构优化调整的主要方法

3.1 几种注采结构调整的方法

方凌云等认为油田开发注采结构调整主要包括开发层系、井网的阶段性及较大规模的调整[15]。但在注采井网的条件基本不改变的情况下, 采取各种地质措施、工艺改进措施,通过调整油、水井的注采强度和生产压差, 从而不断扩大注入水的波及体积, 可以改善油田开发的效果。秦同洛等[16]认为，油田开发注采结构优化调整包括层系、井网、驱动方式和开采工艺等方面的调整。

综合考虑不同的专家、学者在研究注采结构优化调整时，由于储层特征、油气藏类型、井网和开发阶段等诸多因素的不同，给出的注采结构优化调整方案也是不一样的。归纳起来，注采结构优化调整分为注水结构的调整和采液结构的调整两大类；也可以分为注采井层的调整和注采量的调整，无论是注还是采又分别有不同的调整方法。有时为了达到注采结构优化调整的目的, 一定要先对沉积微相、地层构造及剩余油分布进行精细的研究，根据地层构造特点调整注采结构，并根据微构造研究进行注采井网适应性分析，从而提高油井改层、调整注水量等措施的效果[17--19]。

构造特点调整注采结构主要进行微构造研究、注采井网适应性分析，调整措施通常为油井改层和调整注水量。通过构造精细分析, 确定微构造高点、断层位置、分流线及砂体边缘相等为剩余油富集区，并采取相应的注采调整措施,明显效果。

沉积微相特点调整注采结构主要开展沉积微相研究和生产井层分布状况的分析，其调整的主要步骤包括优选河床、河道亚相调剖堵水、优选射孔层位和井段、避射底部强水淹段，按沉积相带调整好压力场分布, 控制高压区高压层注水。

3.2 注水结构调整的主要方法

根据油田地质研究成果，结合注水井的地质特点和注水工艺措施，主要有以下4方面的方法[20--22]。

进行注水结构的平面调整,完善或调整注采系统主要是在注采关系不完善的地区，主要通过转注老油井、修复套损注水井或适当补钻新注水井，进而改变注采井数比和注水方式，使原设计注采系统尽量完善。

进行注水结构的纵向调整，提高注水井的分注率针对砂岩油田不同油层储量动用情况和含水状况,进而不断提高注水井分注率。

第一消除欠注井层，需要结合构造、沉积微相等地质特点, 通过注采井组分析，有针对性地采取切实可行的手段, 消除欠注层段，加强地层能量，这是注水结构调整中的最重要方法。第二减少超注井层，通过对注采井组注水、产液的分析，有针对性地采取切实可行的措施,最大限度地减少超注井层、减少低效注入水和无效循环。

开展注水井整体调剖、改善吸水剖面工作从注水井进行的封堵高渗透层的作业，调整注水层段的吸水剖面，从整体上解决注水井层不均衡注水的现象，提高注水效果。

满足油层产液结构变化的需求，并进行跟踪分析并不断调整针对实施措施后各油井和油层产出液增长或下降变化的情况,对开采效果不好的井或层位,要及时进行原配注方案的检查、分析,相应进行调整。

3.3 采液结构优化调整主要方法

在很大程度上，一个油田采液结构优化调整的关键就是要将基础井网的采液量和产油量的关系优化好。从油田开发实践中得到如下认识: 一是不能只注意调整井的投产和产量的接替,而忽略基础井网的调整；二是如果在调整井接替基础井网的部分产油量以后,忽略基础井网的控水工作，却过多强调基础井网的稳产。

采液结构的优化调整主要有以下几种方法：

油田分区采液结构的调整将油田总的年产油量目标，按每区的含水率、剩余可采储量、采油速度、采出程度、潜力的分布和调整井的部署等分配到每个区，从而确定分区的年采液目标。

分类井产液结构的调整根据基础井网以及不同时期投入调整井的含水率和开采状况调整分类井的采液和含水结构。

单井结构的调整根据确定的每类单井具体目标，把各种措施落实到每类单井的每口井, 进行每类单井的采液和含水结构的调整。封堵层间以及层内的高渗透层段，并结合油层改造等措施开采动用较差的中等渗透层段或低渗透层段油层。从油井进行封堵高渗透、高能量和强水淹等干扰层的作业，可以大幅度减少油井的产液(主要是产水量)，从而提高动用较差的中、低渗透油层的产液能力(主要是产油的能力)[23--25]。

平面上改善采出不平衡的状况不同注采井组的产液量不同，应从产液的角度维持油田或区块不同井组产液基本均衡。

4 应用实例

4.1 区块概况

延长油田富县姜家川区块位于直罗镇东北约10 km处，全区处于直罗镇境内。油田发现于20世纪70年代，主要产油层段为延长组长1、长2油层组；1995年以后，勘探的重点转向长6油层组及其以下层位；2010年投入大规模勘探与开发，现今发现的含油层系主要为长8油层组。长8油层组属三角洲前缘亚相，砂岩孔隙度为1.3%～16.1%，平均7.1%；渗透率为0.012×10-3～2.440×10-3μm2，平均0.278×10-3μm2，属低孔隙度、特低渗透率储层，储层物性较差(图1)。长8油层埋藏深度一般为1 030～1 450 m，富西84井试油获日产油6.65 t。姜家川区块长82大部分井于2010年、2011年投产。目前，姜家川区块的开发经历了试采(2009年9月—2010年10月)、产能建设(2010年11月—2013年12月)和稳产(2014年1月至今)共3个开发阶段。目前，产量稳定在30 t/d±，综合含水稳定在10%±，平均采油速度为0.45%，采出程度为3.69%，已累计产油达到10.74×104t(图2)。

4.2 存在的主要问题及综合调整

延长油田开采存在主要问题为：①水驱控制及动用储量太低；②井网不完善，多向受益井较少；③注采对应率低，仅为78%；④采出程度及采油速度低；⑤注水水源不稳定、设备老化等。

针对以上问题，笔者研究后提出综合调整措施为：①完善注采井网，先后投转注注水井21口，实现水驱面积和开发面积100%相等(图2)；②提高注采对应率，共射孔110 m，注采对应率可提升到98%以上；③注水井降压增注，先后注水井水力压裂20口，高能气体压裂4口，超声波解堵1口，平均注水压力下降4.7 MPa；④采油速度及采出程度低的治理，地下亏空较大，地层能量不足是该区块单井产量低、采油速度低的主要原因，先后在该区逐步开展强注试验，强化提高单井注水量，补充能量，同时开展提高采收率的试验(如减氧空气驱等)，以提高单井产量，提高采收率和采出程度。

图1 富西6丛8井三角洲前缘沉积微相柱状图Fig.1 Column of delta front sedimentary microfacies in Well Fuxi 6 Cong 8

图2 富县姜家川区块开采现状图Fig.2 Present situation of exploitation of Jiangjia block in Fuxian

5 注采结构优化调整的效果分析

在进行注采结构优化调整时,对基础井网既不能放松调整工作,也不能只重视控制产油量的递减而忽略控制含水率的上升[13，26--27]。应该在充分做好平面调整的基础上,努力控制产油量的递减和含水率的上升,使基础井网的控水工作建立在不断改善其开发效果的基础上进行。油田在高含水期尤其高含水后期进行注采结构优化调整的目标是: 在不断改善基础井网的开发效果的条件下,保持全油田产油量的稳定和产液量少量增长。注采结构优化、调整后通常都会取得不错的开发效果，油田降本增效非常明显，主要体现在以下几个方面：①欠注井层、欠注水量比例明显降低；②低效或无效超注水量得到控制；③实际分层注水合格率得到显著提高；④注水井吸水剖面明显改善；⑤部分油井见到明显的调整效果；⑥油田开发形势明显好转。

总之，在水驱砂岩油田开发后期,由于平面水驱的不均匀性以及纵向矛盾逐渐加大,导致注水结构和产液结构的不合理性表现更加突出,必须根据构造特点调整注采结构，根据微构造和沉积微相特征进行注采井网的适应性调整，从而提高注水结构面横纵向调整和注水井整体调整，以及油田分区、油井分类和单井结构调整等注采结构优化调整的切实效果，达到进行综合治理并使开发效果进一步提高。