定边X区块提高采收率潜力分析及对策

2022-04-13任春燕韩迎鸽梁秋月吴利超

云南化工 2022年3期

任春燕，李锐，韩迎鸽，梁秋月，罗莹，袁青，吴利超，李楠

(延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600)

定边X区块位于鄂尔多斯盆地中部偏西北，发育延安组、延长组两大含油层系，主要依靠注水开发提高采收率，处于“二次采油”阶段。由于早期快速建产，常选取钻遇的较好层位进行开采，多套层系采用一套井网同时开发，导致开发层系混乱，层间、层内、平面矛盾严重，给油藏的精细化管理带来很大的挑战。目前，开发层系有延6、延7、延8、延9、长1、长2、长4+5、长6、长7、长8，储量控制程度高，但是各套油藏动用程度低，单套层系注采井网不完善，注采对应关系复杂，无法形成统一的注采驱替系统，注水开发效果整体比较差，成为制约油田提高采收率的主要矛盾。因此，亟需科学合理调整注采井网，改善注水开发效果，提高采收率。

1 开发效果评价及潜力分析

1.1 层系井网状况

目前，X区块大部分区域采用一套不规则面积注水井网开发，油井977口，注水井271口，开发面积 73.3 km2，井网密度为17口/km2，注采井数比为1∶3.6，井距180～370 m，平面井网基本完善。对区块油井对应注水井方向数进行统计，不受益油井数为400口，占比40.9%；单向受益油井数为249口，占比25.5%；双向受益油井数为216口，占比22.1%；三向及以上受益油井数为112口，占比11.5%。可以看出，三向及以上受益井占比较低，注采对应程度不高。部分井组存在有注无采、有采无注、边缘缺井等问题，大大降低了注水效率。随着生产时间的延长，局部井网的不适应性、地下能量分布不均等开发矛盾逐渐暴露出来。

1.2 储量动用状况

水驱储量动用程度是井网完善程度的一项指标，该指标的好坏直接反映油藏的井网是否合理和完善[1]。传统的水驱控制程度计算方法为:与注水井连通的采油井射开厚度与井组内釆油井的总射开厚度之比，只考虑到纵向上的注采对应情况。传统水驱动用程度计算方法为注水井总吸水厚度与总射开连通厚度之比，没有充分考虑平面上水驱控制程度和纵向水井对油井生产层的控制情况。由于油田注水开发现状等原因，传统计算水驱控制程度和动用程度的方法计算出的结果并不能真正反映油藏实际情况，鉴于此，本文采用一种新的计算水驱控制程度和动用程度的方法[2-4]。水驱储量控制程度指油藏水驱控制储量与动用地质储量的比值，为平面水驱控制程度与纵向水驱控制程度(厚度注采对应率)的乘积。水驱储量动用程度是指油藏水驱动用储量与动用地质储量的比值，为水驱控制程度与纵向水驱动用程度(吸水比率)的乘积。

1.2.1 储量控制程度

平面上，X区块含油面积 78.9 km2，地质储量5975.5×104t；目前井网控制面积 73.3 km2，井网控制储量5550.2×104t，储量控制程度为92.9%。目前井网已经将区块大部分探明区域内的地质储量控制，剩余部分地质储量目前尚未被井网控制的原因：一是部分区域为经开发证实的低效区、油层显示差、完钻井表明储层变差；二是部分油藏平面上注采井网不完善，部分有油厚的地区没有油井。针对以上情况，计划在加强老区地质再认识、精细地质研究的基础上实施钻井工程，进一步完善井网，控制含油面积，提高井网对储量的控制程度。

纵向上，延9层储量动用程度为59.3%，长4+5层储量动用程度为48.8%，长8层储量动用程度为59.0%。各主力油藏储量动用程度均较低，剩余未动用潜力非常大。这部分地质储量主要是由于区块多套油层叠合发育，开发动用程序原因，未射孔导致未动用，可通过油井调层补孔来实现储量动用。

1.2.2 水驱动用程度

区块水驱控制面积 54.1 km2，平面水驱控制程度73.8%，剩余未注水区域占比为26.2%，平面注采井网不完善。统计区块977口采油井，采油井射开总厚度 5047.8 m。其中，与注水井连通的采油井射开厚度 3321.5 m，纵向水驱控制程度为65.8%。由于各小层存在有注无采和有采无注的情况，注采对应率较低。

从表1看出，延9油藏水驱控制程度较低，主要原因为：一方面受沉积砂体分布控制，部分油砂体面积较小，基本上形不成注采井网，只能通过自然能量开采；另一方面部分井处于构造相对高部位、产量较高，未进行注水开发。延安组物性较好，吸水状况较好。长4+5、长8油藏由于平面上分布连片性较好，水驱控制程度相对较高。长4+5、长8层由于物性较延安组差，加上部分注水井为投注，没有进行过压裂改造，造成注水井注水困难，注水剖面不均，纵向水驱动用程度较低。总体上看，区块内各层未被注上水的空间还很大，有较大的调整空间。平面上，已动用但未注水的储量潜力，通过增加注水井投转注部署来控制及完善。剖面上，注采关系不对应，已控制但未动用的储量潜力，通过层系归位、补改新层作业措施。目前工作主要围绕投转注、统层调层展开，逐步提高主力层注采对应率，提高水驱波及体积，最终提高区块水驱采收率。

表1 X区块各主力层水驱动用程度统计表

1.3 地层能量状况

地层压力保持水平是注水砂岩油藏开发中一项非常重要的指标，对注水开发油藏的开发效果具有很大的影响。合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需求，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。合理地层压力可以在建立良好的水驱系统的同时充分利用地层能量，提高水驱采收率和经济效益[5-7]。

X区块由于前期衰竭式开采及注水时间较晚，造成地层严重亏空，压力保持水平明显偏低。延9油层原始地层压力为 11.73 MPa，饱和压力 8.21 MPa，目前地层压力 7.88 MPa，压力保持水平为67.2%；长4+5油层原始地层压力为 14.03 MPa，饱和压力 8.42 MPa，目前地层压力 8.04 MPa，压力保持水平为57.3%；长8油层原始地层压力为 15.22 MPa，饱和压力 10.65 MPa，目前地层压力 13.80 MPa，压力保持水平为90.7%。延9、长4+5层仍处于亏空状态，可以从注水对应油井的产液及含水情况得到证明，注水仍处于补充能量作用，水驱效果没有充分发挥，需加强注水。长8层能量保持情况较好，主要是2018年以来将X区块A区域长8开发单元作为首批治理对象进行注采调整及精细注水，效果较好，需保持注水，加强动态监测及配注调整。从而有效补充地层能量，保持或恢复单井产能，提高注水开发效果。

1.4 井网条件下采收率预测

根据标定原则， X区块2021年延9层标定技术采收率20.6%。通过计算，本次标定技术可采储量239.5×104t；长4+5层标定技术采收率25.6%，通过计算，本次标定技术可采储量526.6×104t；长8层标定技术采收率17.0%，通过计算，本次标定技术可采储量220.1×104t。

2 提高采收率思路及对策

X区块纵向上发育多套油藏，含油面积平面上存在不同程度的叠合。由于前期开发规划不合理，目前开发层系混乱，注水开发效果较差。注采层位对应是有效注水的基本条件，但如果对区块整体进行开发层系归位调整，估计会对产量造成较大影响，实施难度很大。因此，针对区块目前开发中存在的主要矛盾，结合生产实际情况，提出针对性技术政策：

1)划分开发单元。采取“大而化小，分而治之” 的思路。根据区块主力产层分布特点，综合考虑含油层在平面上的连续性以及差异性，将区块划分为三个区域，以便逐步进行综合治理。以试油、试采资料为依托，结合油藏动态分析、注水见效情况、新建产能情况，确定各区域主力层位，将区域划分为更细的开发单元，为实现油藏精细管理创造基本条件。

2)确定注采井网。对于叠合程度较低的区域，采用一套井网分片开发不同的层系，相邻油藏尽可能组合在一起，保证目前采油工艺技术水平的适应性，以免造成开发阶段的复杂化，减少投资和建设工作量，提高综合经济效益。对于纵向上叠置程度较高，且含油层系物性差异大、采用一套井网开发层间矛盾大的区域，进行油藏工程和经济评价论证，如满足分层系开发的原则和条件，各含油层系分别采用各自的注采井网开发。针对开发单元油藏类型，详细研究论证，选择适合该油藏的注水方式与注水井网。

3)层系归位与开发调整。根据开发单元主力层，依托现有井网，实施注水井投转注，油水井统层调层。对于长2以上构造性油藏落实构造走向，对部分不合理注采井位进行调整；在精细地质研究的基础上，分析目前注采单元注采对应关系是否合理，注水井与采油井射孔剖面上砂体是否连通，不连通的注水井和油井通过调层、补孔进行注采对应调整。力争使注采井网达到最优化，以便合理、高效地开发油藏。

4)在达到有效注水基本条件的基础上，进行精细注采调控。针对平面能量分布不均，结合测试资料、油井产液及动液面恢复情况等，决定注水强度，进行差异化配注，均衡平面能量分布。针对层间、层内水驱矛盾突出，进行分封堵调措施，提高有效波及和水驱动用储量，改善油藏水驱开发效果。

5)在充分分析油藏能量补充情况的前提下，对低产低效井、停井进行积极恢复。研究关停井原因和潜力，确定治理措施，提高单井产能和开井率，从而提高区块采收率。

3 实施效果

X区块A区域含油层系有延9、长1、长2、长4+5、长8，主力开发层系为长8。2006年投入开发，油井投产初期采用自然能量开采，投产后产量下降较快。2010年5月开始注水，但各开发层系未整装开采，动用程度差，井网不完善，注水未建立有效驱替，受效不明显。后部分采油井产液产油下降或因低产停抽，注水能量难以有效利用、造成注水井诸如压力升高注不进，注水效果较差。截止2017年底，共有油井185口，注水井48口。2018年将A区域作为X区块首批治理区域开始实施。

1)针对有采无注井组，实施投注3口，转注7口；针对有注无采井组、边缘缺井，实施新钻34口油井。调整后注采井数比由1∶3.9提高至1∶3.6；水驱控制面积由 17.2 km2增加到 19.4 km2，新增注水面积 2.2 km2；平面水驱控制程度为90.0%，较完善前的85.6%提高4.4%。平面注采井网趋于完善。

2)纵向上调层补孔，完善注采对应关系，充分发挥主力油层的作用。实施注水井调层补孔6口，油井统层调层19口。调整后注采对应率由88.2%提高到90.4%，纵向水驱控制程度改善效果明显。增加受益油井36口，其中单向受益油井占比下降1.6%，双向受益油井占比提高3.8%，三向及以上受益油井占比提高5.7%，说明注采井网更加合理。

3)根据地层压力恢复水平结合实际生产实施差异化配注，采取“平衡、加强、控制”的注水思路，通过平面注采比调整，使油藏压力保持水平上升，平面分布趋向合理。该区域大部分地层能量亏空严重、压力保持水平低，油井长期不见效，采用强化注水。由于物性致密，对注不进井进行降压增注。随着注采井网不断完善、注水规模逐步扩大，日注水量由 284 m3提高至 591 m3，单井日注水量由 5.9 m3提高至 11.0 m3。区域长8地层压力变化如图1所示，可以看出，累计注采比不断提高，地层能量逐年恢复。

图1 A区域长8地层压力与注采比关系图

4)针对能量利用不足，造成单井产量低、采收率低的情况，优选地层压力恢复区的低产低效井、关停井进行措施引效。该区域长8属于低孔、特低渗透油层，油层十分致密，这就意味着水力压裂是储层改造的重要措施，之前大部分井采用常规压裂、个别井尝试转向压裂，效果均较差，这就对水力压裂改造措施及质量控制提出了更高的要求。在优化选井的基础上积极开展转向压裂、堵水压裂、投球暂堵压裂等新工艺试验，以保证改造措施的成功性和有效性，充分挖掘油井潜力。从而提高油井开井率和产液量，释放储层能量，建立有效的压力驱替系统，使油井保持较长时间的稳产。措施引效52井次，区域油井开井率由69.2%提高至81.6%，日产油从 91 t 提高至 161 t，单井日产油从 0.71 t/d 提高至 0.93 t/d，自然递减由7.27%下降至2.96%、得到有效控制，实施效果理想。

四年来，在精细地质研究的基础上，科学合理调整注采井网，统筹考虑精细注水、旧井挖潜、停井恢复，取得了显著效果。理论及实践表明，低渗油藏在地层压力下降后，生产能力的降低具有不可逆性，适当实施早期注水，可以防止原油物性变差、保证原油渗流通道的畅通、提高注入水波及范围[8-9]。区块早期注水区域开发效果好，油井产量较高且稳产期明显延长。下步要转变思路，变被动为主动，优化选井，对选出来的油井积极开展一系列有针对性的措施，主动培养，建立有效的驱替系统，提高区域压力保持水平，待条件成熟后进行开采。由于低渗透油藏油层致密，物性差，存在天然微细裂，随着注水时间的延长，部分注水井油层段会出现不吸水、吸水差或尖峰状吸水等情况，对应采油井存在不见效或见效少或过早见水等问题。后期应持续做好动态监测，对注水井调整吸水剖面，对采油井调整产液剖面。通过双向调整有效地改善低渗透油层吸水——产液结构，提高油层水驱储量动用程度，使油井产量保持平稳，改善开发效果，从而使区域采收率得到提高。该思路和方法对X区块长期保持稳产、提高采收率具有重要意义，同时对类似区块有一定的推广和借鉴意义。