艾小凡，張景皓，陳 靜

（延長油田股份有限公司注水項(xiàng)目區(qū)管理指揮部，陜西延安716000）

1 區(qū)塊概況

延長油田豐富川油區(qū)工區(qū)面積17 km2，位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，為一平緩西傾單斜，地層傾角小于1°，坡降為6～8 m/km。鉆遇地層自上而下依次為第四系、侏羅系延安組、三疊系延長組，主要含油層系為三疊系上統(tǒng)延長組長2油層[1-3]。油區(qū)處于辮狀河三角洲平原，主要微相類型為河道砂壩與河漫灘、河間洼地，其主體微相砂體由主體河道多期沉積形成[4]，沉積時(shí)期因差異壓實(shí)形成3個(gè)小型鼻狀構(gòu)造，即丁1圈閉、丁86圈閉和豐1230圈閉，閉合高度為5～20 m。油層主要發(fā)育在含油砂體上部，構(gòu)造高部位，為構(gòu)造-巖性油藏，彈性-溶解氣驅(qū)動(dòng)。油層分布主要受河道沉積巖性控制，局部受鼻狀隆起控制。油層平均有效厚度為9.89 m，孔隙度平均為 13.40%，平均滲透率為 5.90×10－3μm2，屬于中低孔、低壓低滲儲(chǔ)層。油藏一般埋深400～550 m，油層厚度一般為20.00～35.00 m。油水分布自上而下可以分為三帶，即純油帶、油水過渡帶和純水帶，不具有統(tǒng)一明顯的油水界面。該區(qū)長2（1C21）可以細(xì)分為 長1-1（C21-1）、長1-2（C1-2）、長1-3-1（C1-3-1）、長21-3-222222（C21-3-2）等4個(gè)小層。主力儲(chǔ)層為C21-3-2，其次為C1-3-12小層，而 C21-1、C21-2小層砂體不發(fā)育，剩余油分布少。

該區(qū)于1961年完鉆第一口探井，2002年開始對(duì)長2油藏進(jìn)行前期注水先導(dǎo)試驗(yàn)，2003年基本實(shí)現(xiàn)全區(qū)注水開發(fā)，采用井距為100 m的正方形井網(wǎng)。隨著油田注水工作的深入，區(qū)塊綜合含水率持續(xù)上升，產(chǎn)量明顯下降，導(dǎo)致自然遞減率下降迅速，整體采收率過低等問題逐漸凸顯[5]，注采矛盾十分突出。

截止到2015年12月，共有生產(chǎn)井659口，注水井 156 口；日產(chǎn)液 471.00 m3，日產(chǎn)油 29.000 t，平均單井日產(chǎn)液0.52 m3，平均單井日產(chǎn)油0.067 t，綜合含水率92.0%，主要生產(chǎn)層C21-3-1和C21-3-2水驅(qū)控制程度分別為62.05%和37.05%；地層能量累計(jì)虧空39.08×104m3，研究區(qū)80.0%的油井日產(chǎn)液在2.00 m3以下，供液嚴(yán)重不足；地層壓力由原始的5.00 MPa降至2015年的1.62 MPa，壓力保持水平僅為32.4%；采油速度快速降低至0.22%。

2 油藏開發(fā)中的主要問題

（1）井距近，含水高。豐富川油區(qū)平面上井網(wǎng)密度大，平均井距不足100 m，平均每平方公里油水井多達(dá)57口，加之該區(qū)開發(fā)初期采取大規(guī)模壓裂的方式造成人工裂縫被大規(guī)模開啟，最終導(dǎo)致一旦注水周圍油井立刻出現(xiàn)嚴(yán)重的水淹水竄情況[6]。豐富川油區(qū)目前已進(jìn)入超高含水開發(fā)階段，平均含水率92%，因高含水關(guān)停油井172口，占工區(qū)總生產(chǎn)井?dāng)?shù)的26%。

（2）無效注水現(xiàn)象普遍，地層壓力保持水平低。低滲透油藏長期注水開發(fā)易形成注水誘導(dǎo)裂縫[7-9]，裂縫發(fā)育區(qū)域油井易出現(xiàn)暴性水淹或高含水現(xiàn)象，導(dǎo)致注水井與采油井之間形成無效水循環(huán)通道，該區(qū)存水率從2010年起接近于0。通過近一年的研究和持續(xù)的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測，水竄通道之間的切割區(qū)內(nèi)油井主體表現(xiàn)為液量?。?.8 m3）、含水高（80.0%以上）、產(chǎn)量低（65 kg）、地層嚴(yán)重供液不足，依然呈現(xiàn)為地層能量虧空狀態(tài)。到2015年，該區(qū)內(nèi)81.0%的油井日產(chǎn)液均不足2.00 m3，地層能量累計(jì)虧空39.08×104m3，地層壓力較低，壓力保持水平僅為21.0%～35.0%。

（3）注采井網(wǎng)不完善，水驅(qū)控制程度和水驅(qū)動(dòng)用程度較低。截止2015年底，項(xiàng)目區(qū)油水井比例為3.46∶1.00，注水受益井僅占全區(qū)油井的45.8%，注水井網(wǎng)亟待調(diào)整完善。對(duì)注水受益井的受效方向進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，其中單向受益井最多，為215口，占總受益井?dāng)?shù)的71.2%；雙向受益井為73口，占總受益井?dāng)?shù)的24.2%；三向及多向受益井為14口，占總受益井?dāng)?shù)的4.6%。項(xiàng)目區(qū)普遍存在有注無采及有采無注的情況，2015年12月注采對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)表明，研究區(qū)主要生產(chǎn)層C21-3-1水驅(qū)控制程度為62.05%，C21-3-2水驅(qū)控制程度為37.05%，C21-1及C21-2小層基本無水驅(qū)。

（4）優(yōu)勢通道明顯。豐富川油田長2儲(chǔ)層各個(gè)方向上都存在不同程度的水淹井，造成注進(jìn)去的水經(jīng)過優(yōu)勢通道又采了出來，無效循環(huán)注水現(xiàn)象嚴(yán)重。本文通過井史數(shù)據(jù)、注采狀況和注采對(duì)應(yīng)關(guān)系、油井含水率統(tǒng)計(jì)，結(jié)合綜合生產(chǎn)測井、試井、示蹤劑監(jiān)測等資料，對(duì)部分含水率上升較快且高含水的油井見水方向進(jìn)行分析，對(duì)該區(qū)水淹水竄分布規(guī)律進(jìn)行了觀測和總結(jié)[10-11]。高含水井見水方向分析組圖如圖1所示。從圖1可以看出，注水造成周圍油井多方向連片水淹，且沒有明確的優(yōu)勢水淹方向。

圖1 高含水井見水方向分析組圖

豐富川油田水淹水竄優(yōu)勢通道圖如圖2所示。從圖2可以看出，豐富川油區(qū)近東西向分布4條較為明顯的水淹、水竄優(yōu)勢通道，東西雙向受益井水淹水竄現(xiàn)象最為嚴(yán)重，橫向交互切割現(xiàn)象嚴(yán)重。

圖2 豐富川油田水淹水竄優(yōu)勢通道圖

3 合理注水開發(fā)優(yōu)化技術(shù)

對(duì)豐富川油區(qū)精細(xì)地質(zhì)研究發(fā)現(xiàn)，整個(gè)區(qū)塊油藏基礎(chǔ)很好。但是，從以上分析可以看出，該區(qū)進(jìn)入高含水期后表現(xiàn)出極強(qiáng)的平面非均質(zhì)性，優(yōu)勢通道明顯，形成無效注水循環(huán)，再加上地面井距為100 m左右，應(yīng)用常規(guī)的注水技術(shù)，開發(fā)效果很不理想。因此，本文創(chuàng)新性地提出了“一個(gè)區(qū)塊、兩套井網(wǎng)、局部注水加深度調(diào)剖”的新模式。

3.1 “雙排注采”擴(kuò)大原始井距

針對(duì)該區(qū)原始井網(wǎng)平均井距過近，導(dǎo)致一注水周圍油井就出現(xiàn)嚴(yán)重水淹水竄的情況，提出了兩套井網(wǎng)模式，以實(shí)現(xiàn)分層開采，擴(kuò)大原始井距，解決層間矛盾。根據(jù)具體儲(chǔ)層詳情，決定以C21-1、C21-2為一層開采，以C21-3為另一層開采，最終將油田區(qū)塊的西北角地區(qū)調(diào)整為隔排注采井網(wǎng)模式（見圖3）。圖3中，C21-3是主要生產(chǎn)層位；C21-1、C21-2是次要生產(chǎn)層位，被劃分到同一套井網(wǎng)，因此無需畫兩個(gè)井網(wǎng)。因此，注采井距由原來的100 m擴(kuò)大到200 m，有效地提高了油水井利用率，改善了該區(qū)小井距現(xiàn)狀。在調(diào)整過程中，依據(jù)雙排井網(wǎng)注采對(duì)應(yīng)關(guān)系，轉(zhuǎn)注時(shí)先進(jìn)行了無效注水層封堵及未動(dòng)用注水層位的排液作業(yè)，即增加了產(chǎn)量，也便于后期注水。

3.2 分而治之，局部實(shí)施

針對(duì)該區(qū)已然形成較大規(guī)模的優(yōu)勢通道問題，為了更好地實(shí)現(xiàn)注水，避開已形成的優(yōu)勢通道，選取4塊注水較為滯后區(qū)域（見圖2），局部實(shí)施注水開發(fā)工作。對(duì)于局部4個(gè)區(qū)塊，以點(diǎn)弱面強(qiáng)、多點(diǎn)溫和的原則補(bǔ)充地層能量。結(jié)合該區(qū)油藏發(fā)育特征的研究，優(yōu)勢通道分布、水淹水竄方向等認(rèn)識(shí)和井網(wǎng)密度大、投產(chǎn)經(jīng)過大規(guī)模壓裂改造的現(xiàn)狀，整體上大面積注水，補(bǔ)充地層能量，提高地層壓力，局部上緩慢溫和注水方式，提高水驅(qū)動(dòng)用程度。

圖3 豐富川西北部雙排注采井網(wǎng)

3.3 “關(guān)、調(diào)、并、轉(zhuǎn)、堵”深度調(diào)剖改變液流方向

以該區(qū)注水站為中心，整體規(guī)劃注采井網(wǎng)并選取3個(gè)井區(qū)開展試驗(yàn)，探索綜合調(diào)整治理方法。

（1）未進(jìn)行注水的井組。進(jìn)行油井轉(zhuǎn)注或注水井投注，進(jìn)一步完善注采井網(wǎng)，提高小層對(duì)應(yīng)程度，改變油水井間主滲流方向，擴(kuò)大注入水波及體積。

（2）高含水區(qū)域。對(duì)水竄井進(jìn)行優(yōu)勢通道封堵治理，針對(duì)套損造成的高含水情況進(jìn)行井筒封堵治理。

（3）調(diào)節(jié)井組注采平衡。對(duì)于注水受效不均衡井，若由于非均質(zhì)性影響導(dǎo)致井組內(nèi)某一口單井產(chǎn)水量明顯高于其余井，則采取高含水井堵水措施，封堵注入水沿高滲透帶推進(jìn)通道，保持注水平衡；若是因注采比過高導(dǎo)致井組含水率上升速度普遍較高，則適當(dāng)降低注水強(qiáng)度，控制含水率上升。

（4）查層補(bǔ)孔加治理高壓注水井，以完善現(xiàn)有注采井網(wǎng)，補(bǔ)充地層能量，恢復(fù)地層壓力。油水井措施及測試井次統(tǒng)計(jì)見表1。

表1 油水井措施及測試井次統(tǒng)計(jì)

4 豐富川油田效果評(píng)價(jià)

總體來說，“一個(gè)區(qū)塊、兩套井網(wǎng)、局部注水加深度調(diào)剖”的新模式在豐富川油田實(shí)施三年后，整體開發(fā)效果得到好轉(zhuǎn)，地層能量得到恢復(fù)，注水開發(fā)工作進(jìn)入到一個(gè)科學(xué)合理的開發(fā)階段。

4.1 綜合效果評(píng)價(jià)

豐富川油區(qū)產(chǎn)量變化情況如圖4所示。從圖4可以看出，該區(qū)日均產(chǎn)油量、日均產(chǎn)液量在開井?dāng)?shù)降低40%的情況下均出現(xiàn)上升趨勢，含水率也由2016年的90.0%降到87.2%。

此外，油區(qū)原始地層壓力為5.00 MPa，2016年對(duì)篩選區(qū)域內(nèi)的23口井進(jìn)行了靜壓測試，地層壓力為1.78 MPa。2017年，加強(qiáng)注水對(duì)應(yīng)并完善注水井網(wǎng)，再次對(duì)篩選區(qū)域內(nèi)的19口井進(jìn)行了靜壓測試，地層壓力恢復(fù)到3.39 MPa，保持水平為67.8%。2016年至2017年，在豐富川油田整體實(shí)施“關(guān)、調(diào)、并、轉(zhuǎn)、堵”深度調(diào)剖以提高注采對(duì)應(yīng)率，同時(shí)提高主力儲(chǔ)層水驅(qū)控制程度。其中，C21-3-1油層由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%。豐富川油區(qū)措施前后長2油藏水驅(qū)控制程度見表2。

圖4 豐富川油區(qū)產(chǎn)量變化情況

表2 豐富川油區(qū)措施前后長2油藏水驅(qū)控制程度

4.2 “雙排注采”區(qū)域效果評(píng)價(jià)

“雙排注采”區(qū)域開采曲線如圖5所示。由圖5可知，西北地區(qū)在實(shí)施“雙排注采”擴(kuò)大井距后，區(qū)域日均產(chǎn)液量由75.00 m3上升到172.00 m3，日均產(chǎn)油量由5.3 t上升到25.9 t，綜合含水率由91.7%下降到82.3%，效果顯著。

4.3 存水率分析

存水率主要反映注入水利用率的高低，其實(shí)質(zhì)是注入水維持地層能量的效率[12]。豐富川油區(qū)存水率變化曲線如圖6所示。從圖6可以看出，該區(qū)從2002年開始注水開發(fā)以來存水率的變化可以劃分為3個(gè)階段。2002年到2010年為存水率快速下降階段，存水率快速下降的主要原因是地層能量虧空，注入水用于補(bǔ)充地層能量損失，但其間優(yōu)勢通道逐漸形成導(dǎo)致存水率逐漸降低。2010年到2016年存水率幾乎為0，說明此時(shí)整個(gè)區(qū)塊已經(jīng)形成大量水淹水竄優(yōu)勢通道，無效循環(huán)注水現(xiàn)象嚴(yán)重。從2017年到2018年，通過“一個(gè)區(qū)塊、兩套井網(wǎng)、局部注水加深度調(diào)剖”的新模式在豐富川油田的實(shí)踐，存水率再次上升，說明區(qū)塊部分區(qū)域地層能量得到補(bǔ)充，整體驅(qū)油效果變好，大規(guī)模水淹態(tài)勢得到有效遏制。

圖5 “雙排注采”區(qū)域開采曲線

圖6 豐富川油區(qū)存水率變化曲線

5 結(jié) 論

（1）“雙排注采”的兩套井網(wǎng)模式適用于井距近、水淹水竄嚴(yán)重的油藏，通過擴(kuò)大原始井距能夠?qū)τ蛥^(qū)大規(guī)模水淹態(tài)勢起到有效的遏制作用。

（2）對(duì)于已然形成較大規(guī)模的優(yōu)勢通道油區(qū)，為了更好地實(shí)現(xiàn)注水，避開已形成的優(yōu)勢通道，選取注水滯后區(qū)域局部實(shí)施注水開發(fā)是有效可行的手段。

（3）“一個(gè)區(qū)塊、兩套井網(wǎng)、局部注水加深度調(diào)剖”的新模式可以有效應(yīng)用于高含水、密井網(wǎng)、單井產(chǎn)量低的延長油田長2油藏，可減緩產(chǎn)油遞減率，提高水驅(qū)控制程度，從而提高油田最終采收率。