中低渗构造-岩性边底水油藏井网调整对策

王慧萍，李旺东，王 昕，宋佳忆，罗 乐

（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）

边底水油藏普遍存在无水采油期短、油井见水早、含水率上升快、剩余油分布复杂等特点[1，2]。对于边底水油藏，注水开发过程中天然水驱的开发效果评价至关重要[3，4]。DHGL 长2 边底水油藏的地质认识不清导致注采层位不对应、油水井射孔位置不合理等问题影响了主力层的水驱效果，导致油藏产量一直递减。本文以砂体展布特征为依据，开展构造-岩性边底水油藏井网调整和增产措施研究，为提高该类型边底水油藏的水驱开发效果提供重要技术支撑。

1 油藏精细描述

DHGL 长2 油藏为构造-岩性油藏，埋深在1 250～1 400 m，共有4 个构造高点，走向总体呈东北西南低。储层沉积相为三角洲相，主要分为水下分流河道相、决口扇相、河道间相以及天然堤相4 个微相。油藏沉积微相以水下分流河道为主，基本为NE-SW 走向，在沉积形成早期河道较窄，规模小，而分流间湾规模较大。随着水动力不断增强，河口规模不断减小逐渐进入分流河道发育鼎盛时期，形成成片的水下分流河道微相。受河道影响，该油藏东北方向厚度大，沿河道方向逐渐过渡到油水同层和水层。

主力产层为长2，单砂体形态类型分为块状、连片状两种，且以连片状为主。长2 油层的7 个小层横向变化不大，其中长21-1小层厚度为20～26 m；长21-2小层厚度为22～25 m；长21-3小层厚度为2～26 m；长22-1小层厚度一般23～28 m；长22-2小层厚度一般25～29 m；长23-1小层厚度一般26～33 m；长23-2小层厚度一般17～24 m。总体来看，水下分流河道连片分布，范围较广的22-2小层是主力生产层位，其余小层为呈带状展布的水下分流河道；工区西北部和东南部沉积微相变化较快，砂体连通性相对较差，油井的控制程度相对有限。

2 生产动态分析与开发效果评价

DHGL 油藏开井数和产油量在2014 年达到最高峰，尔后逐年递减。2014 年11 月至2015 年7 月为第一生产阶段，平均产量递减为4.04%；2015 年11 月至2017 年12 月为第二生产阶段，平均产量递减达到5.81%；2018 年1 月至2019 年9 月为第三生产阶段，平均产量递减0.13%。目前油田正处于稳产阶段，由于长2 油藏地质规律认识不清，导致注采层位不对应、油水井射孔位置不合理。大部分含水油井存在无效注水现象。

2.1 生产井关停原因分析

截至2019 年9 月，研究区关停井251 口，占总井数的46.74%。综合地质及生产动态分析结果，认为关停原因主要有以下三个方面。

（1）构造中低部位以及砂体厚度较薄部位含油丰度较低，油井初期产量高、产量递减快，直至不出油而关停。

（2）射孔位置与油层不对应，加上射孔厚度过大，下部油层水侵造成油井停产。

（3）由于地层压力下降快、大多数井无法建立有效驱替系统而关停。

2.2 生产井高含水原因分析

根据36 口高含水井（含水率高于95%）分析结果，油井高含水主要有以下三方面原因。

2.2.1 油水同层且分异较差 长2 油藏以低孔、中低渗储层为主，孔喉半径小、排驱压力高，不利于油水在储层中渗流；地层较平缓，总体倾角不足1°。区块整体油水分布特点为“油水同层且分异较差”，油井压裂后油水共同产出，新井含水率多在60%～95%。

2.2.2 沿压裂裂缝水窜明显 油井均采用压裂求产。为了增加油井初产、延缓油井产量递减，油井投产时压开了2～3 段含油层。对于存在注水井的压裂井组，注入水沿压裂缝窜进，表现为“裂缝方向采油井见水快、裂缝两侧油井见水慢”的生产动态特征。

2.2.3 平面非均质性强 在注水过程中，压裂缝使油井注水见效及水淹具有明显的方向性。在注水井组内，注采井之间储层渗透率为生产井间储层渗透率的数倍甚至十几倍。井组长期注水形成主流线，加剧了平面矛盾，导致主流线上的油井含水率居高不下。

2.2.4 注采连通性差 18 个注采井组生产动态曲线均未出现“注水后生产井产液上升”现象，说明大部分注采井网存在注采不对应的问题。长2 层注采连通率为39%，注水受效面积为69.24×104m2，受效面积小。应该考虑砂体连通性，调整油水井注采对应关系，及时调整注采井网，以提高注采连通程度。

2.3 水驱开发效果评价

目前该油藏水驱控制储量为441.43×104t，水驱控制程度为77.99%。整体进入高含水、中低采出程度开发阶段，开发趋势较平稳，油田水驱控制程度较高。

油层产液、吸水状况可反映油层动用程度的高低。统计11 口井的吸水剖面测试资料，油层动用程度平均为66.23%，水驱储量动用程度较好。

油井全面投产后，可采储量采油速度在0.3%左右，分析后发现主要是因为井网密度偏低，注采对应不合理，导致产液能力不高。

根据低渗透油藏开发分类指标（见表1），对4 项指标进行评价，该油藏有2 项指标落在二类低渗透油藏水平，2 项指标达到三类水平。DHGL 长2 区块属于第三类开发水平，开发效果差。

表1 DHGL 油藏开发效果评价表

3 排状注采井网调整方案

延长组长2 油藏储层物性较差，非均质性强，原布井方案井网密度8.78 口/平方千米，平均井距为230 m，注水井数量少，分布不均匀，实际井距为130～500 m，需合理调整井网。通过测井二次精细解释，增加含油面积，但没有布井的位置，进行井网加密。采用小排距矩形井网为主，点状注水为辅，增加注水井排，排距缩短至125 m。在实际布井过程中要考虑原有井网的影响，将研究区分为北部Ⅰ区（高产区）、南部Ⅱ区（中低产区）两个区，分别进行井网调整，根据现有井网类型以及剩余油分布特征，结合邻区经验，确定延长组排状井网。

根据以上注采井网，长2 油藏恢复生产井15 口，新打油井4 口，调整后全区油井生产井73 口，注水井38 口，注采井数比为1:1.92。DHGL 长2 油藏井网部署统计结果（见表2）。

表2 DHGL 长2 油藏井网部署井数统计表

进行水驱调整合理注采参数设计论证，油水井的配产配注参数（见表3）。

表3 DHGL 长2 油藏配产配注表

采用数值模拟方法，计算了不同方案10 年开发指标，对比原井网和排状注水累计产油量和含水率指标（见图1、图2），优选累计产油量高、综合含水率低的排状注水方案作为最佳方案。

图1 DHGL 长2 油藏累产油预测曲线

图2 DHGL 长2 油藏含水率预测曲线

排状注水方案需要新钻注水井4 口，重点考虑在I区进行试验。

4 油水井治理措施建议

对于低产低效井调整，建议采取以下措施：

（1）调整注采关系，谋求注采平衡。根据油藏开发技术政策结合油井生产动态，对低产区加强注水，调整配注量，通过精细单元注采调整，使油藏平面注采关系更趋合理。

改善吸水剖面状况，采取补孔、增注等措施。对因注水压力升高无法达到配注要求的注水井实施降压增注；对吸水剖面曲线为尖峰指状的注水井实施酸化调剖；对因储层物性差等原因，达不到配注要求的新注水井实施酸化或爆燃压裂。

（2）低产、低效井含水率较高，大部分都在90%左右。挑选部分低产、低效井和停产井，采取转注措施，一方面可以增大注采比，增加地层能量，同时还可以适当降低油区综合含水率。依据油藏动态特征，对全区注采井网和注采关系进行大规模调整后，水驱状况明显好转，形成了稳产的良好开发形势。

对于高含水井调整，建议采取以下措施：

（1）封堵制约油井高产水的高渗透层，可以提高注入水的波及效率，从而提高原油采收率。若要保证堵水成功率，实现降水增油且长期有效，对选井有一定要求。油井除堵水层外有接替层，层间差异大；机械堵水还要求油井单层厚度较大，一般要求在5 m 以上；化学堵水由于较高的成本投入，要求单井剩余油饱和度较高。

（2）机采提液的机理是通过放大生产压差，增加驱动压力梯度，提高水驱采收率。在高含水期适当实施提液措施后，随沉没度下降井底流压随之降低。对于产液能力差的小层，降低井底流压，提高产量，从而提高产油量。机采提液适合有接替层的油井，对部分主力层水淹井也可在主力层堵水后实施提液。

（3）根据测井解释结果及油水井的连通关系，考虑生产井转注或者关井。原射孔位置对应为水层，进行卡层封堵，并对射孔位置不对应的油层进行补孔。对于二次测井解释出油层的油井，在新解释油层上部1/3 的位置进行补孔。

5 结论

（1）DHGL 长2 油藏存在水下分流河道、河道间、决口扇、天然堤四种沉积微相，水下分流河道微相为主要沉积微相。工区西北部和东南部沉积微相变化较快，砂体连通性相对较差，井对砂体的控制程度相对有限。

（2）生产动态特征显示油藏大部分油井含水率高，存在大量无效注水。储层构造特征及产油量、射孔与产层错位、驱替压力低是关停井的主要原因。储层油水分异差、油水同层，压裂缝水窜，平面非均质性强引起生产井高含水。

（3）水驱控制程度、水驱储层动用程度、含水上升率、采油速度4 类指标结果综合表明，DHGL 长2 油藏属于三类开发水平，整体开发效果差。

（4）该油藏低产、低效井主要分布于区块构造边缘，受边水影响严重，建议采用排状注采井网，调整注采工作制度、采用生产井转注等措施。高含水井建议采用调剖堵水、提液、转注等调整措施。