中低渗透边水油藏高含水阶段综合治理对策

2021-04-18宋佳忆王爱民艾兵权

石油化工应用 2021年3期

米丰，宋佳忆，王爱民，艾兵权，王昕，汪洋

（1.延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西榆林 719000；2.中国石油大学（北京），北京 102249）

对于边底水油藏，为充分利用油藏的天然能量，采用先期天然水驱生产，再边缘注水，后内部转注的方式。受储层非均质性、油水井注采制度、油井措施的多重影响，转注效果存在极大不确定性，造成后期转注井标准不明确、转注效果不佳等问题[1-3]，迫切需要找出开发影响因素，理清小层连通性及注采对应关系，分析关停井原因，研究改善注水对策，提出合理开发建议，从而实现长期稳产高产。

SJW 延9 油藏渗透率低，油层埋藏浅，油藏天然能量不足。开发20 年来，由于高含水等原因，大部分井停产，截止目前共有油水井78 口，生产井63 口，大部分油井高含水停产（40 口），平均日产油0.55 t，综合含水85.59%，目前有注水井15 口，正常开注12 口，综合递减为5.9%，采出程度6.8%。经过长时间的天然能量开采，油井产量下降快，地层能量低，关停井数量多，采油速度低。

本文借鉴国内外同类油层注水开发经验[4-7]，开展了SJW 油区精细油藏描述，分析开发影响因素，提出合理开发建议，为同类油藏开发调整提供了技术参考。

1 砂体精细刻画

系统进行了小层精细对比与划分、沉积微相分析、测井二次解释、砂体分布规律，隔层分布、储层评价、储量复算、三维地质建模。

采用“旋回对比，分级控制”的原则划分地层，采用“电性形态相似，厚度相近”的原则进行小层对比。最终将SJW 油区延9 层细分为Y91-1、Y91-2、Y92-1、Y92-24 个小层。4 个小层对比剖面图显示，基准面旋回的各油层亚组地层分布稳定，横向变化不大。其中Y91-1层厚度一般在11～14 m；Y91-2层厚度一般在12～14 m；Y92-1层厚度一般在11～16 m；Y92-2层厚度一般在12～17 m。

基于单井微相划分和剖面微相对比，分析了各单砂体沉积微相的展布演化规律。延9 油层以河道相为主，基本为北东-南西走向，随着水动力的减弱，逐渐过渡为泛滥平原。主力层延91-2层砂体连片分布，展布特征与沉积微相展布特征相似。与工区北部相比，工区南部砂体薄，连通性差。

根据研究区测井曲线对延安组重新划分单砂体，整个研究区砂体接触关系以叠加、切叠、孤立为主。研究区延9 层发育平缓，构造简单，整体砂体总厚度变化不大，连通性比较好，砂体厚度大。从整体来看目前基础井网对砂体控制不足，但Y92-1砂体沉积时河道规模较大，这一时期河道砂体横向较宽，连通范围较大，连通性好，表明沉积物源充足，水动力稳定。

沉积单元内的砂体在横向上较为连续，出现很多河道沉积控制的多井连通体，砂体横向展布连通范围很大。通过测井解释，绘制延9 各小层地层剖面，发现延9 各小层间隔层不是连片分布，而是零星分布在工区各处。隔层厚度薄，一般在2 m 左右。

Y91-1和Y91-2小层间隔层主要位于工区西部与东北部，在41071-02 井区、42220-06 井区等6 个井区的隔层厚度大于2 m。Y91-2和Y92-1小层间隔层位于工区西北部与东北部，在41071-02 井区、42220-02 井区等5 个井区的隔层厚度大于2 m。Y92-1和Y92-2小层间隔层散布在工区各处，42022 井区、42204-02 井区等6 个井区隔层厚度大于2 m。

受曲流河控制，延9 油层在河道相上厚度大，边部沿河漫滩减薄，逐渐过渡到水层或干层，具有一定边水能量。延9 层主要存在两个油水界面，分别位于海拔470～490 m 和500～510 m 处。从油藏剖面上看，Y91-2、Y92-1小层砂体发育较连续，在42620-07 井区、42622-04 井区处，Y91-2、Y92-1小层油层较厚且连通性较好；Y92-2小层砂体连通性一般，测井解释主要为具有一定厚度水层。42026-01 井Y91-1小层存在水层、Y91-2存在油层，这是由于Y91-1与Y91-2层间存在隔层，所以发生了水层在油层上方的现象。纵向上油层集中分布在中部Y91-2、Y92-1小层。

延9 油层为河道相沉积，河道为优势沉积微相，储层非均质性强，油藏严格受沉积相带和储层物性控制，属于典型的岩性-构造复合油藏，原始地层压力7.5～8.5 MPa，压力系数低，具有边水。储层孔隙度分布范围为16.97%～19.95%，渗透率分布范围为36.46×10-3μm2～112.35×10-3μm2，渗透率中值为74×10-3μm2，储层物性较好。延91层钻遇单砂体189 个，分层系数3.21，变异系数1.06，突进系数60.38，级差2.06，层间非均质性较强。延92层钻遇单砂体102 个，分层系数2.32，层间非均质性较弱。

因此，SJW 油区储层的发育主要受沉积作用、成岩作用和构造作用控制，其中沉积作用是基础，成岩作用是关键，构造作用是条件。延9 层沉积相主要为河流相，砂岩比较发育，河道砂体规模较大，砂体内部连通性较好，顶部存在盖层，层内构造平缓，没有断层的遮挡。因此原油生成运移到砂体内部后，不能大规模的保存，只有在局部构造高点形成规模较小的油藏。

2 开发动态分析

全区共166 口井，其中延9 层位共78 口投产井，生产井63 口（目前停产40 口），注水井15 口，平均单井日产液4.80 m3，日产油0.55 t，平均日注水16.58 m3，综合含水率85.59%，采出程度7%。

2.1 关停原因分析

根据地质特征及生产动态分析，得出高含水井关停原因如下：

（1）16 口井位于延9 层构造中低部位及薄差层发育区域，这些井关停前产量较低。部分井处在构造低部位或处于油层厚度较薄部位，此处含油量较低这导致油井初期产量高，但产量递减快，一直下降直至不出油而关停。

（2）地层能量下降，压力下降快，无有效驱替压差。由于研究区采用自然能量开采方式开发，地层能量下降较快，且主力油层延9 为低渗透油藏，液体在地层中流动需较大的启动压力和驱替压差，研究区6 口井是由于地层压力下降而导致关停。以42029 井为例，该井投产初期产油量和产水量较多，但随后产油和产水都出现明显下降，这是地层能量不足所致。

（3）7 口井射孔位置与油层不对应，或者射孔厚度过大，导致水侵等，产水量过大，最终停产。

2.2 高含水井原因分析

高含水井依据生产动态曲线可以分为三类：高含水低产油井（16 口）、含水上升产油下降井（3 口）、含水上升产油稳定井（5 口）。42031 井周围存在2 口注水井，这3 口井位于同一沉积相带，油井见水效果好，一段时间后形成水淹，造成产液上升、产油下降的现象（见图1）。

造成油井高含水的原因比较复杂，主要有以下几个方面。

（1）油水分异较差，油水同层，初期油井含水高：据储层评价结果，SJW 区块储层以中孔、中低渗储层为主。孔喉半径小，排驱压力高，不利于油水渗流，加之地层较平缓，总体倾角不足1°，油水分异较差。由于SJW油区油水分布特点就是“油水同层”，油井压裂后油水共同产出，新井含水率多在60%～90%。

图1 42031 井（现52031 井）生产曲线（含水上升、产油下降井）Fig.1 Production curve of well 42031 with rising water cut and falling oil production（now well 52031）

（2）人工裂缝导致注入水及地层水沿裂缝窜进：SJW油区含有丰富的地层水，初期天然能力较充足。由于储层中低渗，自然投产工业油流下降较快或无工业流，SJW油区的采油井均采用压裂投产，布置少量注水井，之后对部分油井转注。注入水很容易沿裂缝窜进，使沿裂缝方向上的采油井见水快，油藏含水上升快，在很短的时间内就进入高含水阶段，而位于裂缝两侧的油井见效慢，压力恢复慢。因此裂缝在注水开发过程中会导致严重的平面矛盾，使油井注水见效及水淹特征具有明显的方向性。

（3）固井质量差，串槽严重：对于采油井，如果固井质量不好导致生产层间以及生产层与非生产层间窜通，如果发生水窜，产液中的含水量升高，会造成能源浪费；如果发生油窜，不该采的层系被动用，将影响整个采油规划的实施。对于注水井，如果固井质量不好导致注入水乱窜，影响注入效果，还将破坏一个区域的地应力平衡，引起大面积的套管损坏，造成巨大的浪费。

（4）层间和平面矛盾突出导致油井高含水：由于产能建设的需要，SJW 油区在新井投产时就同时压开两段甚至三段含油显示较好的油层，以期求得较高的初产，延缓油井递减。在注水井组区域，长期注水形成主流线，主流线上渗透率是其他井间连线的几倍甚至十几倍，导致主流线上的油井含水率居高不下。

2.3 注采连通分析

结合精细地质研究成果、吸水剖面、产出资料以及油层的物性来确定油水井的各层采液、注水情况，采用3 种方法确定注采连通性。

2.3.1 生产动态方法分析了延9 油层的15 个注采井组生产动态资料，注水井提高注入量或降低注入量时，周围生产井产液量并未随之发生变化，根据生产动态不能看出其对应关系，表明大部分注采井网存在注采不对应问题。

2.3.2 劈分系数方法不论油水井是否射开，只要本小层油井为可动用油层，水井有砂层，即为注采连通，若油水井均在对应层射开动用，则存在注采有效厚度，否则称为未连通有效厚度。以反九点为例，若油水井均射开动用，角井的注采连通劈分系数为1/4，边井为1/2，水井或油井未射开动用，系数均为0。

依据计算结果，延9 层注采连通率为69%，井网受效面积是53.47×104m2，占全区油层面积的32%。目前延9 层井网受效一般，存在注水井数少、受效面积小的问题，延9 井网调整主要考虑砂体连通性和油水井注采对应关系。

2.3.3 油藏工程定量分析根据系统工程学的思想，把油藏的注水井、生产井以及井间孔道看作一个完整的系统，通过系统输入（注水井）和输出（生产井）的动态生产数据，计算注水井和生产井之间的相互关系，判断地层连通情况。

采用该方法计算了全区油水井2019 年的动态连通关系，延9 井间主要连通方向为西北-东南向，与物源方向基本一致。说明顺物源方向，即顺河道方向储层连通性好，为水驱主流通道。

3 注水开发效果评价

水驱效果评价主要包括注采井网完善状况、注水状况和开发状况，筛选以下指标作为最终评价指标。

（1）注采井网完善状况评价指标。水驱储量控制程度、水驱储量动用程度。

（2）注水状况评价指标。反映注水状况的指标包括三类，一是反映注水开发状况的指标，如年注采比；二是反映注水利用状况的指标，如存水率、耗水率、水驱指数；三是反映地层能量保持状况指标，如地层压力保持水平。

（3）开发状况指标。选取水驱储量控制程度、年产油量综合递减率、剩余可采储量采油速度、注水利用率（存水率、耗水率、水驱指数）、能量保持水平分析水驱状况，评价开发效果。

根据物质平衡关系式，确定SJW 油区的水体倍数为5 倍，属于弱水体。将实测地层压力、累积产油量、累积产水量、油水的体积系数、当前地层压力和原始地层压力代入物质平衡方程中，计算出保持目前压力水平所需要的注水量，该值与实际累积注水量之比为有效注水率。由于天然水侵的存在，在计算目前地层压力水平所需注水量时，考虑30%的天然水侵能量，最终计算得到延9 油层有效注水率（见图2）。

从注水开始至2015 年，本区域有效注水率比较稳定，分别在2016 年与2018 年两次大幅提高注入量，分别提高至前一年的176%与123%，同时有效注水率显著降低，2018 年降至30.8%，水驱效果差。

图2 年注水量、有效注水率变化曲线Fig.2 The change curve of annual water injection volume and effective water injection rate

SJW 油区整体开发趋势较平稳，目前进入高含水、中低采出程度开发阶段，水驱控制程度为71.02%，油藏水驱控制程度较高。统计SJW 井区累计产油量、累计产液量、累计产水量、累计注水量等生产数据表，利用甲型和乙型水驱方法、童氏图版法、我国油气储量专业委员会经验公式（1985）、我国油气储量规范中与井网密度有关公式、中国不同井网密度与采收率的经验公式法等方法，确定延9 油层采收率为29%。有关评价参数汇总（见表1）。

根据低渗透油藏开发分类指标，有2 项指标落在二类低渗透油藏水平，3 项指标达到三类水平。按评价标准，SJW 油区延9 层开发水平属于第三类，开发效果差。

4 综合治理措施

依据地质油藏精细描述研究成果，SJW 油藏开发调整方案具体设计遵循以下原则：

（1）增加注水井数，整体部署不规则注采井网、分批实施。

（2）把现有油井按油层分布情况归到延安组，并恢复投产，或转注。

（3）温和注水，减少单井日注水量。

（4）防止油层下部水淹，调整注采层位，封堵下部油层。

（5）高含水井转注、补孔、提液、调剖堵水等调整措施。

综合动态分析与剩余油分布规律认识成果，从以下几个方面设计开发调整方案：

（1）高含水井转注：通过以上调整方案，实现SJW油区平面上注入水均匀推进，提高平面动用程度以及平面驱替效率，纵向防止指进，实现均匀推进，提高垂向动用程度以及垂向驱替效率。

（2）补孔：针对部分井组出现“有注无采、有采无注”或未射开油层的情况，完善注采层系，同时结合生产动态及测试资料，积极开展同层补孔，完善对应关系，提高油井见效程度。

以42026-02 井为例，该井原本射开长6 层进行生产，但因不具备经济产能长期关停。通过对该井进行测井解释，发现该井在延9 层存在一厚度超6 m 的油层，考虑在延9 层位补孔。

（3）封堵下部油层：压裂产生的人工裂缝水驱后形成高渗通道，导致生产井水淹；裂缝下部物性较好，形成优势渗流通道，导致油层下部更容易水淹，原油在油层上部富集。对于具有一定厚度的油层，通过注水泥封堵油层下部2/3 位置，射开油层上部1/3（见图3），能够改变水驱方向，使注入水驱替油层上部原油，降低含水率，从而提高纵向波及效率。