延长油田注水开发技术研究及矿场实践

张 刚，刘 杰，白耀文，杜秀秀，高 萌.

(延长油田股份有限公司定边釆油厂，陕西榆林 718600)

延长油田处于黄土高原之中，主要开发层系为侏罗系延安组的延4+5—延10油层组和三叠系延长组的长1—长10油层组，依据沉积特征及成藏条件可分为延安组油藏、长2油藏、长6油藏。其中，延安组为边底水发育的岩性—构造双重控制油藏，渗透率为4.56～81.05 mD；长2油藏主要受岩性控制，局部发育弱边底水，渗透率为2.03～20.26 mD；长6油藏为岩性控制特低—超低渗透油藏，储层物性差，纵向复合连片，渗透率为0.50～5.0 mD。不同类型油藏的储层特征决定了不同注水开发区块数的差异性，加剧了注水区块水驱动态变化规律的复杂性，加大了注水开发效果评价、注采参数优化和开发指标精确预测的难度[1-5]。

延长油区水资源匮乏，地面条件恶劣，整体注水滞后，且井网不完善，严重制约了油田的高效开发，近年通过采取补救性注水开发，取得了显著的增油效果。2015年延长油田开展第一阶段全油田8个重要注水示范区建设和2017年开展第二阶段19个厂级注水示范区建设，以点带面全面加强延长油田注水工作，截至2018年12月底延长油田共有注水开发区块127个，占到全油田开发区块的84.7%，可评价注水区块113个，占到全油田开发区块数的75.3%，水驱面积占全油田动用含油面积的54.40%，水驱储量占全油田动用储量的59.50%，注水开发俨然已成为延长千万吨大油田增产、稳产的重要技术措施。通过多年探索，室内科研结合矿场实践，形成了适合延长油田特低渗油藏的注水开发技术，有效支撑了延长千万吨稳产。

1 注水开发技术政策研究

1.1 注采井网优化

延长油田特低渗储层投产需压裂，考虑到裂缝水窜的问题，为减缓沿裂缝方向油井过早见水的矛盾，研究了排状井网、五点井网、反七点井网、菱形反九点井网的适应性，井网形式如图1所示。

图1 4种典型井网示意图Fig.1 Four typical pattern diagrams

模拟得到排状井网、五点井网、反七点井网、菱形反九点井网日产油量、累计产油量，结果如图2所示。可知，反七点井网、五点井网在生产初期具有较高的日产量，同时五点井网的递减也最大；反七点井网具有与五点井网相似的变化趋势；排状井网长时间保持了稳定的产量，具有较长的稳产期；而菱形反九点井网与反七点井网和五点井网对比，不但具有较高的产量，同时具有较低的递减率。对于累计产油量对比，菱形反九点井网具有最高的累计采油量，同时增加裂缝方向上的井距，缩小垂直于裂缝方向上的排距，改善了油井在平面各方向的渗流场，增大了边井的受效程度，延缓了角井方向的见水时间。

图2 典型井网形式优化Fig.2 Typical pattern optimization

1.1.1 排距优化

对比菱形反九点井网下不同排距对日产油量、累计产油量的影响，模拟结果如图3所示。可知，排距为150 m时日产量最大，其次为180 m排距时的日产量，再次是120 m排距时的日产量，最后是210 m排距时的日产量。菱形反九点井网下各种排距下的产量递减率相似，产量都较为平稳，稳产期较长，产量与排距不存在正相关关系。累计采油量对比：与日产量对比相同，150 m时累计产量最大，180 m次之。综合经济评价结果：150～180 m排距最优。

图3 菱形反九点井网井排距优化Fig.3 Optimization of rhomboid reverse nine-point pattern spacing

1.1.2 井距优化

对比菱形反九点井网下日产油量、累计产油量的变化，模拟结果如图4所示。可知，480 m、540 m与600 m井距时的日产油量随着井距的增加不断均匀下降，当井距为420 m时日产量初产显著增加，井距过小容易建立有效驱替系统，初产较好但是稳产能力较差。累计产油量对比：540 m与600 m井距时累计产油较低，井距420 m和480 m最终累产油基本相同，但是井距420 m可以缩短油田开发周期。综合评价结果：420～480 m井距最优。

图4 菱形反九点井网不同井距下开发曲线对比Fig.4 Comparison of development curves under different spacing of diamond reverse nine-point well pattern

1.2 合理注水压力的确定

合理单井注水压力既要保证克服一定的启动压力梯度，注得进去，满足合理配注要求，又要避免压力过高，产生次生裂缝，沿裂缝发生水窜水淹[6-10]。因此合理单井注水压力的确定遵循以下3个原则：

(1)注水压力大于注水启动压力；

(2)注水压力小于裂缝延伸压力；

(3)保证水驱前缘尽量均匀推进。

其中，启动压力可以通过定期测试单井吸水指示曲线获得，裂缝延伸压力可以通过求取注水井对应油井的压裂裂缝延伸压力获得。裂缝延伸压力是井组所有油井实际压裂施工压力值，由图5、图6可知，注水压力在8～10 MPa范围内满足以上3个条件，因此为合理注水压力。

图5 注水井注水指示曲线Fig.5 Water injection well indication curve

图6 生产井压裂施工曲线Fig.6 Production well fracturing construction curve

1.3 合理地层压力的确定

地层压力保持水平以地层平均压力与地层原始压力比值pR=p/pi作为评价标准。根据标准《油田开发水平分级》(SY/T 6219-1996)中的有关规定[11-12]，能量保持水平分为以下3类(表1)：

表1 合理地层压力保持水平评价标准Table 1 Evaluation criteria for reasonable formation pressure maintenance level

一类：地层压力为保持在原始饱和压力的85%以上，满足油井生产井排液的同时不会造成油层产生脱气，影响原油的流动性。

二类：未造成油层脱气，但无法满足生产井排液需求。

三类：造成油层脱气，未能满足油井排液需求。

延长特低渗油藏为低压油藏，需要保持较高的压力水平，可以克服启动压力梯度，实现高效的驱替开发。由于延长特低渗储层脆性物质含量高，过高的地层压力会产生较多次生裂缝，沟通天然裂缝和人工裂缝，容易造成注入水沿裂缝发生水窜[12-16]，因此，地层压力保持水平并不是越高越好，而是要在合理的范围之内。

利用地层压力保持水平和阶段注采比两个参数来实现矿场注水优化。遵循既要保持注采平衡又要长期有效生产，取得较高采收率的原则，实践表明延长特低渗油藏油层压力保持水平为85%左右，考虑部分注水的外溢，累计注采比略高一些，但不宜过大。通过数值模拟得出注采比最佳范围为0.9～1.1。

1.4 合理注水强度的确定

特低渗油藏非均质性现象严重，非均质性对驱油效率的影响较大，影响程度一般大于30%，适度控制注水强度可以削弱非均质性现象对驱油效率的影响。通过现场大量生产数据统计研究、见水速度与注水强度关系统计结果(图7),根据延长油田合理生产制度，见水速度控制在2 m/d，得出合理注水强度小于2.5 m3/(d·m)；而根据延长油田储层渗透率分布及特征，得出合理注水强度应小于1.8 m3/(d·m)。不同区块由于物性的差别，需要结合矿场生产实际情况及室内实验确定最佳注水强度。

图7 见水速度与注水强度关系Fig.7 Relationship between water penetration rate and water intensity

1.5 合理注水速度的确定

为了确定合理的注水速度，考虑非线性油藏数值模拟技术，以含水率95%时的采出程度为目标，进行注水速度参数优化(图8)。可知研究区日注水量取值为8 m3/d，预测采出程度最高为17.4%。当日注水量小于最佳注水量时，注水速度小于最佳注水速度，驱替作用没有充分发挥；当日注水量大于最佳注水量时，注水速度大于最佳注水速度，注水速度快过渗吸作用不能充分发挥，水驱采收率降低。

图8 日注水量与采出程度关系曲线Fig.8 Relation curve of daily water injection and recovery degree

通过注水技术关键参数研究，分区域类型对延长油田特低渗油藏主力开发层位制定了常规井开发的注水技术政策，见表2，表中的理论注采比、地层压力保持水平、注水压力参数确定采用单因素指标优化得出，在实际油田应用中应结合实际情况尽可能地满足各指标。

表2 特低渗油藏注水技术政策Table 2 Water injection technology policy for extra-low permeability reservoirs

2 矿场实施效果

2.1 延长油田注水效果

延长油田开发效果逐步改善，注水规模逐年增大，水驱面积由2010年的785 km2增加至2018年的3 770 km2，水驱储量由2010年的5.96×108t增加至2018年的18.17×108t，水驱面积占全油田动用含油面积的55.83%，水驱储量占全油田动用储量的65.57%；油田自然递减率逐年下降，自然递减率由2010年的13.67%降至2018年的11.90 km2；注水开发区块地层压力逐年恢复，压力保持水平逐年提高，油田平均地层压力由2011年的3.36 MPa逐步恢复到2014年的3.69 MPa(图9)，目前油田压力保持水平为53.7%。注水开发效果显著提高，开发形势明显好转。

图9 延长油田2010—2018开发指标变化Fig.9 Yanchang oilfield development index changes over the years

2.2 典型区块注水效果

横山白狼城油区生产层位为长2油藏，油藏中深为753 m，孔隙度为16.4%，渗透率为18.9 mD，石油地质储量为1 201.3×104t，平均注采井距为220 m。油区经历了天然能量衰竭式、局部注水、精细注水3个阶段。其中天然能量衰竭式开发阶段区块产量快速递减，4年间区块产量由10.95×104t的峰值下降到8.71×104t，阶段年平均自然递减率为7.40%。局部注水开发阶段，区块年产量递减减缓，年平均自然递减率为3.62%。2016年区块实施全面精细注水开发，制定配套的注水技术对策，控制注水压力，注采比调整为1.1，地层压力温和抬升，由1.9 MPa上升到3.59 MPa，三向及以上受效油井增多，单井日产油为3.0 t/d，含水为57%，低于油区综合含水75%。含水稳定在72%，水驱动用程度持续增加，含水上升率控制在1.5%以下。如图10开发指标所示，整体开发呈现良好态势。

图10 开发指标对比Fig.10 Development indexes comparison

3 结论及认识

(1)通过应用室内实验和数值模拟手段对注采井网、注水压力、注水强度、地层压力、注水速度等参数进行详细研究，得到延长油田注水开发技术政策，对延长油田实施精细化注水起到重要的支撑作用。矿场实施后，注水区块单井产量显著提升，地层压力明显恢复，自然递减显著下降。

(2)延长油田油藏类型多样，油水渗流规律复杂，不同注水开发区块的差异性明显，加大了注采参数优化和技术政策的难度。为了适应油田注水开发的需求，后期应该强化油藏动态监测，强化C/O比测井和检查井取心等一系列剩余油监测，综合应用油藏工程及油藏数值模拟等多种手段，实现注水技术政策在时间和空间上的自适应匹配。