低渗透油藏差异化调整配套技术探索与实践

闫钰琦 刘磊峰 白惠文 王晓辉(延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000)

0 引言

延长油田在资源匮乏、品位下降、投资乏力、政策红线趋紧等诸多不利形势下，坚持技术与管理并举，求真务实，攻坚啃硬，取得了显著成效。目前，水驱开发油藏已成为延长油田的开发主体，下一步提高水驱油藏开发水平和开发效益是保障油田持续稳产的重要战略方向和战略阵地。

1 概况

为了加快解决油田注水开发中存在的突出问题，总结推广成功经验。延长油田连续启动两个“三年注水大会战”，并取得了显著成效。会战期间，重点从油田注水区块中选取不同油藏类型、开发矛盾的典型区块，进行综合治理，5年以来，通过不断深化油藏地质特征再认识，在注水精细调控工作中，逐步建立和完善了油田高效开发技术系列，为延长油田实现持续稳产和高质量发展发挥重要作用。

2 差异化调控技术

(1)侏罗系延安组单层系边水油藏注水开发井网调整技术，针对储层非均质性强、边底水不发育、平面连通性较差，主要受岩性控制的油藏。如靖边老庄项目区、吴起柳沟北、定边学庄等区块，采用面积注水方式完善井网，补充地层能量，建立起有效的压力驱替系统，后期强化动态监测，合理控制生产压差，低含水期注采比保持在1.0左右，高含水期注采比1.2～1.5之间。目前平均单井产量、含水上升率、采油速度、自然递减率等重点指标都好于邻区油田水平，经过初步评价预测，采收率将达到40%以上。

延安组岩性控制油藏采油参数推荐如表1所示。

表1 延安组岩性控制油藏采油参数推荐表

(2)侏罗系延安组单层系底水油藏注水开发井网调整技术，针对储层边底水发育，非均质性弱，连通性好，主要受构造控制的延安组油藏。如吴起柳沟南、周长，靖边曹崾岘、大阳湾等区块，采取“整体温和，外强内弱”的注水政策，边部注水完善井网，补充地层能量，防止底水锥进、边水指进，后期采取边部结合内部注水提高水驱控制程度。

延安组构造控制油藏生产参数推荐如表2所示。

表2 延安组构造控制油藏生产参数推荐表

(3)延长组长2油藏“强化注水”技术，主要针对开采年限长，地层能量亏空严重、低产低效问题突出的长2油藏，杏子川郝家坪、靖边青阳岔、定边东韩、横山白狼城等区块，采用“小砂量、小砂比、小排量”的原则。前期完善注采井网，采取“强化注水”技术，快速补充地层能量，建立有效压力驱替系统，待地层压力得到一定恢复后，实施纵向剖面调整，扩大水驱动用程度，进一步改善开发效果。目前自然递减率、含水上升率等指标优于邻区油田水平，白狼城预测采收率将达到36%以上，超过长庆油田同类水平。

(4)延长组长2油藏水淹水窜综合治理技术，针对储层相对富集，初期产量高、递减快，水淹水窜无效循环严重，关停井数多，低产低效长2油藏。如宝塔丰富川、甘泉下寺湾，靖边青阳岔等区块，在精细油藏认识的基础上，选取部分区块开展综合治理试验。采用分层隔排调整，拉大注采井距，重建注采井网，同步实施关、停、并、转、堵综合治理，改善开发效果。

(5)延长组长6油藏“多点温和”注水调控技术，针对纵向含油小层多，横向连通差，层间微裂缝发育；储层物性差、吸水能力弱、压力传导慢；开发年限长，井网已定型，开发初期均经过大规模压裂等特点。如吴起、志丹、定边、靖边、杏子川等西部长6油区。以建立起有效压力驱替系统为阶段目标，充分考虑储层特征和开采状况，合理调整注采井网，均衡补充地层能量，保持合理注水强度 2.4～6.53m3/m·d。因此，提出“多点温和、点弱面强、差异配注、整体平衡”开发调整，取得良好效果。目前平均单井产量由0.75吨上升到1.6吨，接近于邻区长庆水平，综合含水五年基本保持平稳，预测采收率将达到25%以上；目前在综合含水、自然递减等指标好于邻区长庆油田

(6)多层系开发油藏注采井网调整技术，针对纵向上含油层系多，注采严重不对应，各层系动用程度不均衡，注水效率低下。如西部吴起、志丹、定边等采油厂所属纵向含油层系较多油藏，细分注水单元，重新部署井网，按照分而治之思路，分别建立有效压力驱替系统。

3 “一区一策”制度化，为目标精细调控提供活力

白狼城注水项目区项2012产量主要集中在南部和西南部，且单井产水量较高，综合含水较高，其余采油井呈现低产低效的特征，如图1所示，对比2020年产量饼状图可以发现随着注水开发的进行，项目区中部和南部区域，产液量上升幅度较大，说明项目区注水开发效果较好。但是项目区各区域注水开发效果又具有差异性，北部及中部低产低效井，注水开发后随产液量增加综合含水上升较多已达到特高含水阶段，南部区域随产液量增加综合含水有所上升(如图2所示)，因此需结合地质，油藏及开发现状对项目区各个区域制定“一区一策”技术制度，北部以及中部以“控制边上推进速度”为主，保持低注采比，中部以西部“强化动态调配，实现区域稳产”为主，通过强化动态分析和注水调配，保持注采平衡，东部强化注水，实时提液，实现高液高产。

图1 产量饼状图

图2 含水等值线综合图

4 主要认识

(1)实施油藏分类调整、完善注采井网、差异化调控技术，提高水驱控制程度和动用程度是夯实油藏稳产基础的关键。

(2)配套技术的完善和应用，是进一步改善油藏开发效果，提高油藏采收率的有效保障。

(3)以建立有效压力驱替系统为目的，针对不同开发单元，制定差异化调整对策，实现均衡驱替和有效驱替，改善开发效益

(4)推行“一区一策”技术管理政策，实现油藏动态分析的制度化、日常化和精细化，是提高油藏经营管理水平的有效手段。

5 结语

低渗透油藏在我国储量丰富，占据了化石能源的半壁江山，目前注水开采技术是成本最低、效率最高的开采方法，深入分析注水技术的生产特征与影响因素、并在现有基础上对其进行改良和提升，是迫在眉睫的问题，它能够有效缓解我国资源紧张的局面，合理降低开采成本并提高采收率，增加经济收益，为我国油气资源开采带来机遇，进一步推动我国工业的发展与经济的进步。