甄家峁油区特低渗透长6油藏综合调整治理

白惠文，肖鄂，宁涛，张帆(延长油田注水项目区管理指挥部，陕西 延安 716000)

1 甄家峁油田概况

甄家峁油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部，主力油层为长6，叠合含油面积30.5 km2，地质储量2 143.02×104t，储量丰度70.26×104t/km2，2000年开始投入开发，2005年进入大规模开发阶段，2006年产量达到历史高峰，年产原油20.7×104t，2007年开始无新井开发后产量快速递减，2010年开始注水，但仍未有效扭转递减趋势，到2015年产量降为9.1×104t，年平均递减率达11.5%以上。

甄家峁油田开发以来一直依靠自然能量开采，地层能量亏空严重，原始地层压力为12 MPa左右，2014年降至3.9 MPa。加之该油田注采井网不合理、注采对应率低、地面基础配套差、井筒状况差等原因致使开发效果逐年变差。亟需重新认识油藏，转变开发方式，精细调整治理，建立有效压力驱替系统，达到科学注水、有效注水。

2 综合调整治理方法

2.1 精细地质研究

甄家峁油区长6层厚度在110～150 m之间，先前将长6油层组自下而上分为4个亚油层组(长64、长63、长62、长61)，其中主力油层组长61，将长61油层细分为长C61-1和长C61-2含油小层。为了达到精细刻画储层的目的，将甄家峁油区主力开发层系精细划分到单砂体，如图1所示为双501-3井组的单砂体划分的标准图，主要含油层系长C61-1和长C61-2，原标准将50 m的地层划分为两套小层，每套小层约25 m，为了满足精细注水开发的要求，将两套小层C61-1、C61-2共细分划为7套单砂体(C61-1①、C61-1②、C61-1③、C61-2①、C61-2②、C61-2③、C61-2④)，每套单砂体平均厚度约7 m。通过精细小层划分，建立研究各小层的基础数据库。

图1 甄家峁油区单砂体划分标准

2.2 优化注采井网

甄家峁油区采用“多点温和、点弱面强”注水思路进行调整，其原理就是将已有采油井通过转为注水井，把原来少井点、强注水、高产出的注水方式转变为多井点、弱注水、稳产出的多点温和注水方式。

甄家峁油区目前井网极不完善，在原有井网的基础上灵活调整，采用不规则的反九点和反七点法相结合的面积注水方式。在研究区内选取49口油井进行转注，注采井数比由1:4.5提高至1:2.6。其次，在注采井网完善后，对于有注无采、有采无注井进行调层、补孔措施。例如，注水井双419井原层位长61-1孔段1 513～1 519 m，该注采井组内对应油井双419-2、双419-4射开层位为长61-2、长62-1，注采不对应，因此对双419井长61-2、长62-1进行补孔。完善井网后水驱面积增加10 km2，补孔措施后长61的水驱控制程度由78.9%上升到95.9%，长62的水驱控制程度由59.9%上升到71.4%，提高注采对应率及水驱控制程度。另外，在配注优化方面，差异配注，实施温和注水政策，日注水量从851 m3/d提高至1 860 m3/d。

2.3 优化配套工艺

2.3.1 措施规模优化

通过归类统计、分析总结同类型油田运用的开发手段[1]，对最佳射开程度及措施规模进行了研究量化，形成了甄家峁油藏改造方式、规模推荐表，如表1所示，在甄家峁油区进行了实践，并取得了良好的效果。

表1 长6油藏改造方式、规模推荐表

2.3.2 注水参数优化

根据达西定律，考虑启动压力梯度影响，注水井注水强度公式中注水强度与注水井井底流压有关，计算出注水强度上限[2]，再结合生产动态确定适合的注水强度，甄家峁油田合理的注水强度 2.40～6.53 m3/(d·m)。并根据动态变化情况实时调整，地层压力保持在100%～110%之间。

3 优化效果

3.1 开发技术指标持向好

经过几年来的综合治理，甄家峁油田自然递减率、综合递减率由2015年的-5.45%、-5.65%分别下降到2019年-7.15%、-7.16%；油区含水上升率控制在2%以内；水驱控制程度从2015年的69.6%上升至2019年的89.6%；多向受益从2015年的44.8%提高到2019年的81.2%；地层压力保持水平从2015年的60.8%上升至2019年的70.8%，各类开发指标明显好转。

3.2 油区产量逐步上升，单井产量大幅提高。

2015年开始通过实施综合调整治理研究后，油区日产油从230 t上升到381 t，单井日产油从0.74 t/d上升到1.54 t/d，实现了较好的开发效益。

4 结语

(1)通过精细小层对比划分，将主力开发层系精细划分到单砂体，为油田精细注水开发提供地质依据。

(2)通过完善原有注采井网，提高注采井数比，差异配注，整体平衡，建立起有效压力驱替系统，均衡补充了地层能量。在实际开发过程中，更注重注水调整过程控制，建立并应用注水调整跟踪反馈完善体系，确保油藏高效开发。

(3)通过对措施规模优化、注水参数优化，有效提高了油藏的水驱控制程度和水驱效率，达到了增产和提高油藏扫油效率的目的。