丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

2020-07-03艾小凡张景皓

辽宁石油化工大学学报 2020年3期

艾小凡，张景皓，陈静

（延长油田股份有限公司注水项目区管理指挥部，陕西延安716000）

1 区块概况

延长油田丰富川油区工区面积17 km2，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡，为一平缓西倾单斜，地层倾角小于1°，坡降为6～8 m/km。钻遇地层自上而下依次为第四系、侏罗系延安组、三叠系延长组，主要含油层系为三叠系上统延长组长2油层[1-3]。油区处于辫状河三角洲平原，主要微相类型为河道砂坝与河漫滩、河间洼地，其主体微相砂体由主体河道多期沉积形成[4]，沉积时期因差异压实形成3个小型鼻状构造，即丁1圈闭、丁86圈闭和丰1230圈闭，闭合高度为5～20 m。油层主要发育在含油砂体上部，构造高部位，为构造-岩性油藏，弹性-溶解气驱动。油层分布主要受河道沉积岩性控制，局部受鼻状隆起控制。油层平均有效厚度为9.89 m，孔隙度平均为 13.40%，平均渗透率为 5.90×10－3μm2，属于中低孔、低压低渗储层。油藏一般埋深400～550 m，油层厚度一般为20.00～35.00 m。油水分布自上而下可以分为三带，即纯油带、油水过渡带和纯水带，不具有统一明显的油水界面。该区长2（1C21）可以细分为长1-1（C21-1）、长1-2（C1-2）、长1-3-1（C1-3-1）、长21-3-222222（C21-3-2）等4个小层。主力储层为C21-3-2，其次为C1-3-12小层，而 C21-1、C21-2小层砂体不发育，剩余油分布少。

该区于1961年完钻第一口探井，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导试验，2003年基本实现全区注水开发，采用井距为100 m的正方形井网。随着油田注水工作的深入，区块综合含水率持续上升，产量明显下降，导致自然递减率下降迅速，整体采收率过低等问题逐渐凸显[5]，注采矛盾十分突出。

截止到2015年12月，共有生产井659口，注水井 156 口；日产液 471.00 m3，日产油 29.000 t，平均单井日产液0.52 m3，平均单井日产油0.067 t，综合含水率92.0%，主要生产层C21-3-1和C21-3-2水驱控制程度分别为62.05%和37.05%；地层能量累计亏空39.08×104m3，研究区80.0%的油井日产液在2.00 m3以下，供液严重不足；地层压力由原始的5.00 MPa降至2015年的1.62 MPa，压力保持水平仅为32.4%；采油速度快速降低至0.22%。

2 油藏开发中的主要问题

（1）井距近，含水高。丰富川油区平面上井网密度大，平均井距不足100 m，平均每平方公里油水井多达57口，加之该区开发初期采取大规模压裂的方式造成人工裂缝被大规模开启，最终导致一旦注水周围油井立刻出现严重的水淹水窜情况[6]。丰富川油区目前已进入超高含水开发阶段，平均含水率92%，因高含水关停油井172口，占工区总生产井数的26%。

（2）无效注水现象普遍，地层压力保持水平低。低渗透油藏长期注水开发易形成注水诱导裂缝[7-9]，裂缝发育区域油井易出现暴性水淹或高含水现象，导致注水井与采油井之间形成无效水循环通道，该区存水率从2010年起接近于0。通过近一年的研究和持续的生产动态监测，水窜通道之间的切割区内油井主体表现为液量小（0.8 m3）、含水高（80.0%以上）、产量低（65 kg）、地层严重供液不足，依然呈现为地层能量亏空状态。到2015年，该区内81.0%的油井日产液均不足2.00 m3，地层能量累计亏空39.08×104m3，地层压力较低，压力保持水平仅为21.0%～35.0%。

（3）注采井网不完善，水驱控制程度和水驱动用程度较低。截止2015年底，项目区油水井比例为3.46∶1.00，注水受益井仅占全区油井的45.8%，注水井网亟待调整完善。对注水受益井的受效方向进行统计，其中单向受益井最多，为215口，占总受益井数的71.2%；双向受益井为73口，占总受益井数的24.2%；三向及多向受益井为14口，占总受益井数的4.6%。项目区普遍存在有注无采及有采无注的情况，2015年12月注采对应数据表明，研究区主要生产层C21-3-1水驱控制程度为62.05%，C21-3-2水驱控制程度为37.05%，C21-1及C21-2小层基本无水驱。

（4）优势通道明显。丰富川油田长2储层各个方向上都存在不同程度的水淹井，造成注进去的水经过优势通道又采了出来，无效循环注水现象严重。本文通过井史数据、注采状况和注采对应关系、油井含水率统计，结合综合生产测井、试井、示踪剂监测等资料，对部分含水率上升较快且高含水的油井见水方向进行分析，对该区水淹水窜分布规律进行了观测和总结[10-11]。高含水井见水方向分析组图如图1所示。从图1可以看出，注水造成周围油井多方向连片水淹，且没有明确的优势水淹方向。

图1 高含水井见水方向分析组图

丰富川油田水淹水窜优势通道图如图2所示。从图2可以看出，丰富川油区近东西向分布4条较为明显的水淹、水窜优势通道，东西双向受益井水淹水窜现象最为严重，横向交互切割现象严重。

图2 丰富川油田水淹水窜优势通道图

3 合理注水开发优化技术

对丰富川油区精细地质研究发现，整个区块油藏基础很好。但是，从以上分析可以看出，该区进入高含水期后表现出极强的平面非均质性，优势通道明显，形成无效注水循环，再加上地面井距为100 m左右，应用常规的注水技术，开发效果很不理想。因此，本文创新性地提出了“一个区块、两套井网、局部注水加深度调剖”的新模式。

3.1 “双排注采”扩大原始井距

针对该区原始井网平均井距过近，导致一注水周围油井就出现严重水淹水窜的情况，提出了两套井网模式，以实现分层开采，扩大原始井距，解决层间矛盾。根据具体储层详情，决定以C21-1、C21-2为一层开采，以C21-3为另一层开采，最终将油田区块的西北角地区调整为隔排注采井网模式（见图3）。图3中，C21-3是主要生产层位；C21-1、C21-2是次要生产层位，被划分到同一套井网，因此无需画两个井网。因此，注采井距由原来的100 m扩大到200 m，有效地提高了油水井利用率，改善了该区小井距现状。在调整过程中，依据双排井网注采对应关系，转注时先进行了无效注水层封堵及未动用注水层位的排液作业，即增加了产量，也便于后期注水。

3.2 分而治之，局部实施

针对该区已然形成较大规模的优势通道问题，为了更好地实现注水，避开已形成的优势通道，选取4块注水较为滞后区域（见图2），局部实施注水开发工作。对于局部4个区块，以点弱面强、多点温和的原则补充地层能量。结合该区油藏发育特征的研究，优势通道分布、水淹水窜方向等认识和井网密度大、投产经过大规模压裂改造的现状，整体上大面积注水，补充地层能量，提高地层压力，局部上缓慢温和注水方式，提高水驱动用程度。

图3 丰富川西北部双排注采井网

3.3 “关、调、并、转、堵”深度调剖改变液流方向

以该区注水站为中心，整体规划注采井网并选取3个井区开展试验，探索综合调整治理方法。

（1）未进行注水的井组。进行油井转注或注水井投注，进一步完善注采井网，提高小层对应程度，改变油水井间主渗流方向，扩大注入水波及体积。

（2）高含水区域。对水窜井进行优势通道封堵治理，针对套损造成的高含水情况进行井筒封堵治理。

（3）调节井组注采平衡。对于注水受效不均衡井，若由于非均质性影响导致井组内某一口单井产水量明显高于其余井，则采取高含水井堵水措施，封堵注入水沿高渗透带推进通道，保持注水平衡；若是因注采比过高导致井组含水率上升速度普遍较高，则适当降低注水强度，控制含水率上升。

（4）查层补孔加治理高压注水井，以完善现有注采井网，补充地层能量，恢复地层压力。油水井措施及测试井次统计见表1。

表1 油水井措施及测试井次统计

4 丰富川油田效果评价

总体来说，“一个区块、两套井网、局部注水加深度调剖”的新模式在丰富川油田实施三年后，整体开发效果得到好转，地层能量得到恢复，注水开发工作进入到一个科学合理的开发阶段。

4.1 综合效果评价

丰富川油区产量变化情况如图4所示。从图4可以看出，该区日均产油量、日均产液量在开井数降低40%的情况下均出现上升趋势，含水率也由2016年的90.0%降到87.2%。

此外，油区原始地层压力为5.00 MPa，2016年对筛选区域内的23口井进行了静压测试，地层压力为1.78 MPa。2017年，加强注水对应并完善注水井网，再次对筛选区域内的19口井进行了静压测试，地层压力恢复到3.39 MPa，保持水平为67.8%。2016年至2017年，在丰富川油田整体实施“关、调、并、转、堵”深度调剖以提高注采对应率，同时提高主力储层水驱控制程度。其中，C21-3-1油层由2015年的62.05%增加到2017年底的92.10%，C21-3-2由2015年的37.05%增加到2017年底的93.10%。丰富川油区措施前后长2油藏水驱控制程度见表2。

图4 丰富川油区产量变化情况

表2 丰富川油区措施前后长2油藏水驱控制程度

4.2 “双排注采”区域效果评价

“双排注采”区域开采曲线如图5所示。由图5可知，西北地区在实施“双排注采”扩大井距后，区域日均产液量由75.00 m3上升到172.00 m3，日均产油量由5.3 t上升到25.9 t，综合含水率由91.7%下降到82.3%，效果显著。

4.3 存水率分析

存水率主要反映注入水利用率的高低，其实质是注入水维持地层能量的效率[12]。丰富川油区存水率变化曲线如图6所示。从图6可以看出，该区从2002年开始注水开发以来存水率的变化可以划分为3个阶段。2002年到2010年为存水率快速下降阶段，存水率快速下降的主要原因是地层能量亏空，注入水用于补充地层能量损失，但其间优势通道逐渐形成导致存水率逐渐降低。2010年到2016年存水率几乎为0，说明此时整个区块已经形成大量水淹水窜优势通道，无效循环注水现象严重。从2017年到2018年，通过“一个区块、两套井网、局部注水加深度调剖”的新模式在丰富川油田的实践，存水率再次上升，说明区块部分区域地层能量得到补充，整体驱油效果变好，大规模水淹态势得到有效遏制。