低渗透油藏中高含水率阶段调整对策

吴磊磊，张捷方，宋佳忆，宋龙庆

（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；3.大庆油田测试技术服务分公司，黑龙江大庆 163414）

低渗透油藏进入中高含水率、高含水率阶段后，含水率上升快、采油速度低是影响油田稳定生产的主要问题[1-2]。低渗透油藏挖潜潜力大，通过油藏精细描述、精细注水、井网调整等方法挖潜剩余油已成为这类油藏增产稳产的重要措施[3-5]。

鄂尔多斯盆地Z 油区是典型的延安组延9 低渗透油藏，现阶段关停油井多、采油速度低、含水率上升快。以该油区为例开展油藏精细描述、生产动态分析与注水效果评价，制订以完善注采井网、恢复关停井为目标的开发调整方案，研究成果对于改善延9 油藏开发效果具有应用价值，同时也为其他类似低渗透油田注水开发调整提供技术借鉴。

1 油区地质特征

Z 油区位于鄂尔多斯盆地，主力层为延安组延9油层组，油层组中部深度1 248.92 m，平均渗透率13.8×10-3μm2，平均孔隙度15.79%，是典型的低渗透油藏。本次研究将延9 油层组划分为2 个砂层组，细分为延911、延912、延913、延921和延922共5 个小层，延912层为主力小层；平面上各小层分布稳定，厚度变化较小，纵向上延921和延922层较厚。油藏为西倾单斜构造，构造平缓，无断层，天然裂缝不发育，共发育9 处局部构造高点，各小层间构造特征具有良好继承性。

Z 油区延9 油藏沉积类型为曲流河沉积，物源方向为北西-南东向，河道滞留相为本区优势沉积微相。砂体展布特征与沉积微相展布特征相似，砂体展布受沉积相展布控制。井间砂体厚度差异较大，纵向上延921层砂体最厚，顺物源方向砂体连通性好，局部区域砂体在垂直物源方向连通，整体来看，油水井间砂体连通性较好。

Z 油区延9 油藏存在边底水，但水体能量较弱。储量丰度为52.70×104t/km2，井均油层厚度12.85 m。延91砂层组油层厚度一般为2～5 m，厚度较薄，受隔夹层发育影响，油层连续性差；延92砂层组油层厚度在5 m以上，局部区域油层厚度可达10 m，油层发育且连片。油井普遍射开延921层开采。

2 生产动态分析与开发效果评价

Z 油区2013 年4 月投产，截至2021 年12 月，累计注采比0.71，采出程度6.69%，现阶段采油速度0.72%，综合含水率71.36%。油区生产历经天然能量开采阶段、注水稳产阶段，2019 年1 月进入产量递减阶段，该阶段油井平均产油从2.16 t/d 降至1.57 t/d，综合含水率升高至71.36%，大量油井逐渐关停，注采比逐渐上升至1.06。

2.1 产量主控因素分析

油区面积大，井位分散，各区域在储层物性、开发井网等方面存在差异。现阶段大部分油井产油低于1.5 t/d，产油低于0.5 t/d 的油井占比与产油高于2 t/d的油井占比基本持平，说明井间产油能力差异大。以油井平均累计产油2 500 t、平均采油强度0.1 t/（d·m）为界限，将油区划分为高产量区和低产量区两类区域。产液产油高的采油井集中分布在油区西北角、中部区域和西南部部分区域，油区北部、东南部采油井产量相对较低。对比两类区域生产参数（表1），能够看出高产量区虽然在低产量区投产1 年后才开井生产，但油井平均累计产量明显高于低产量区油井，高产量区油井平均累计产油量与采油强度远高于低产量区油井。

表1 高产量区与低产量区生产参数对比Tab.1 Injection and production parameter comparison among areas

本区油井全部位于河道发育区域，沉积微相的差异对本区油井产油能力影响不大。由于投产初期对油区地质特征认识不清、井间砂体连通关系不明确，油区北部与东南部油水井注采对应关系相对较差。井网形式上（表2），高产量区普遍采用菱形反九点井网，油井与注水井数比不超过3.5。与高产量区相比，低产量区注水井少、注采对应关系差、关停井占比高。

表2 高产量区与低产量区井网参数对比Tab.2 Comparison of well pattern parameters among areas

本区油井产量主要受注采井网与油水井注采对应关系影响，注采井网完善的区域油井产量更高，规则的面积注水井网开发效果明显好于不规则注水井网。

2.2 油井见效分析

分析注采井组生产动态资料，通过对比井组生产动态曲线波动变化，从生产动态方面分析油井注水见效特征，详述不同类型井网中油井注水见效特征。

2.2.1 菱形反九点井网 菱形反九点井网中注水井与同注采单元内大部分油井注采对应关系良好，注水后2～7 个月内油井注水见效，个别油井可在1 个月内见效。见效程度与见效时间受构造特征和沉积物源方向影响，“低注高采”的水驱效果更好。如果注采井呈垂直物源方向分布，注入水波及到油井所用的时间将成倍增长。

2.2.2 正方形反九点井网 正方形反九点井网井距为230～260 m，边井在注水5～6 个月后见效，顺物源方向角井3 个月后见效。采用反九点井网的区域大量油井在注水前关停或长期关停，注水见效油井相对较少。

2.2.3 不规则井网 Z 油区东南部采用不规则注采井网，井距200～400 m。该井网注水开发效果差。受效采油井在注水5～6 个月见效，单向受效采油井见效效果差，仅在注水初期见效，注水量稳定后单向受效井对注水波动不敏感，产量递减快。

2.3 油井关停原因分析

大量油井关停严重影响油区稳产增产。为满足生产需求，需要分析采油井关停原因，并以此制定针对性调整措施。结合地质因素、开发因素等方面分析油井关停原因，经分析，油井关停原因主要为供液不足、单向受效和暴性水淹。

2.3.1 供液不足 供液不足的关停井大部分在2014年10 月至2016 年8 月关停，关停时间较早，此时油区还未开展大规模注水，开发方式为衰竭开采。延安组油藏为异常低压油藏，天然能量不充足，油井衰竭开采的产量低，不能达到经济开采的要求，导致大量油井在这一阶段关停。

供液不足的停产井分为两种情况：第一种是注采井网不完善，周边无注水井供液；第二种是油井在周边注水井开注前或注水见效前关停。供液不足的停产井在生产动态上表现为产油产液长期较低，产液长期低于4 t/d，产油长期低于0.5 t/d，或者表现为投产后产油产液递减速度快，关井时产液低于3 t/d，产油低于0.5 t/d。

2.3.2 单向受效 通过注采井组生产动态分析与油藏工程方法定量分析，判断油水井间连通关系。Z 油区大部分油井单向受效，单向受效井主要位于油区北部、东南部区域，北部采用反九点井网，注采井数比为4.43，东南部采用不规则井网，注采井数比为4.60，注水井需同时向多口油井供液，单向受效油井供液来源单一，当同一井组其他油井与注水井间形成渗流优势通道时，大部分注入水沿渗流优势通道流动，单向受效油井产量很难提升。

2.3.3 暴性水淹 由于对油水层分布特征认识不清、油水井注采不对应、注采参数不合理，生产过程中，地层水或注入水迅速向油井突进，造成油井暴性水淹。暴性水淹的油井在生产动态上表现为产液骤增、产油不变或减少，含水率迅速升高至90%以上，或开井后产液达到4 t/d 以上，产油极低甚至没有产油，含水率达到90%以上。

2.4 开发效果评价

选择水驱储量控制程度、水驱储量动用程度评价注采井网完善状况，选择地层压力保持水平评价压力状况，选择年产油综合递减率和剩余可采储量采油速度评价油区开发状况，选择含水率上升率评价油区注水情况。依据水驱开发效果评价标准评价油区水驱开发效果，评价标准与评价结果见表3。在6 项评价指标中水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、地层压力保持水平和剩余可采储量采油速度4 项符合水驱开发效果二类标准，含水率上升率符合水驱开发效果三类标准，综合评价油区注水开发效果为二类，开发效果一般。

表3 水驱开发效果评价表Tab.3 Evaluation form of water drive development effect

3 调整方案设计

现阶段油区开发主要面临三方面问题，关停油井多、单向受效油井多、水驱控制程度低。大部分关停油井由于供液不足关停，严重影响油区产量。有超过50%的油井单向受效。单向受效油井的产量难以通过优化注采参数提升，应通过完善注采井网改善这一问题。油区水驱储量控制程度仅为60.42%。现阶段仍有部分区域注采井网不完善，具体表现为注水井数少和“有采无注”。

3.1 调整方法

针对开发存在的主要问题，在现有注采井网基础上，以完善注采对应关系和提高水驱储量控制程度为主要调整目标。从井位上看，油水井主要分布在油区5个区域，各区域相对分散，且各区域在井网条件、储层条件、油井产液能力上均有所不同，因此在后续调整中对于不同区域，调整的侧重点也不同。

3.1.1 低产量区 低产量区是后续调整中的潜力区（表4）。从表4 能够看出，北部和东南部的低产量区是最早开井投产的区域，但采出程度相对较低，尤其是东南部区域，该区域储量丰度高但采出程度为全区最低。

表4 油区各区域储量与产量Tab.4 Reserves and production of different areas

东南部最显著的问题是油井大量关停，根据油井关停原因分析，该区域油井大多由于供液不足在实施注水开发前关停，注水后未开井复产。因此东南部区域以根据油水井间砂体连通关系选择油井复产为主要调整策略。

北部区域注采对应关系差，水驱储量控制程度低，调整以油井转注和关停井复产为主。

3.1.2 高产量区 高产量区域注采井网比较完善，少有单向受效油井，现阶段油井产量高、关停井数少。调整以优化注采参数为主，注采井网不做大规模改动。

3.1.3 其他区域 5 个主要分布区域以外还零散分布着2 个“有采无注”的区域和1 个由2 口注水井和4 口油井组成的注采单元。“有采无注”区域考虑油井转注，设计关停井复产、油井转注和油水井补孔，完善注采井网、论证油水井措施合理性并给出实施建议。

3.2 油水井措施

为完善注采井网、提高水驱储量控制程度，在明确了油水井注采对应关系的基础上，提出油水井补孔、关停井复产和油井转注的油水井调整措施建议。

3.2.1 油水井补孔 如果油井在延9 油层组不只有1个油层，当原射开层位高含水率或油井低产时，可以考虑射开接替层生产，以此维持或提高油井产量。通过补孔这一措施，提高油藏纵向动用程度。选择补孔油井时，优先选择与注水井注采层位对应的油井。如果和注水井原射开层位不对应，考虑对注水井在对应层位补孔。本区两种类型油井考虑采用补孔措施，一类是含水率达到85%以上、产油低于0.7 t/d 的低效高含水率井，另一类是受隔夹层遮蔽、注水受效差的油井。前一类井机械封堵油井原射开层位，再射开接替层开采。经分析论证，建议对本区6 口油井、2 口注水井补孔。

3.2.2 关停井复产 油区部分区域在开发初期缺少注水，地层能量不充足，油井产量低、产量递减快导致关停，开展注水后，这些油井也没有复产，这部分储量一直未得到充分动用，因此此类油井具有较大调整潜力。在因供液不足而关停的油井中选择油层厚、注采对应良好的油井复产，提高水驱储量动用程度，同时，选择位于优势构造部位的关停井复产也可改变储层中的渗流场，改善同注采单元油井注水受效不均的问题。经分析，提出10 口关停油井复产建议。

3.2.3 油井转注 油区部分油井由于单向受效导致低产低效，这些井供液较充足时产油较高。在此类井附近根据注采对应关系，选择高含水率井或关停油井转注。在“有采无注”区域选择关停井或高含水率井转注，以完善注采井网，提高水驱储量控制程度。基于上述两个方面考虑，提出4 口油井转注建议。

共建议调整22 口油水井，其中补孔油水井8 口、复产关停井10 口、转注油井4 口。调整后注采对应厚度增加76.03 m，水驱控制储量预计增加25.23×104t。

4 开发指标预测

油区油水井数多、井位分散、开发历程长，难以建立较为准确的全区地质模型与数值模型，因此选取具有代表性的典型井组建立地质模型与数值模型，预测调整后15 年开发效果。

典型井组井距约为200 m，共有油井7 口、注水井2 口，现阶段3 口油井在产，2 口注水井在注。井组位于油区东南部，是全区油井最早投产的区域之一，部分注采层位不对应，投产初期“有采无注”导致油井关停，目前该井组处于产量递减阶段。该井组的生产动态特征存在的问题与油区高度相似且所处的油区东南部为潜力区，是调整的重点区域，因此认为该井组具有较强代表性，该井组的预测结果能够反映调整方案实施效果的优劣。井组油水井措施与注采参数优化建议见表5。

表5 油水井调整信息Tab.5 Information of well adjustment

利用地质建模与数值模拟技术模拟不调整与调整后15 年开发效果（图1）。预测在调整初期，受复产油井影响，综合含水率低于不进行调整时的综合含水率，随着调整时长的增加，综合含水率逐渐趋于一致。预测调整15 年后，综合含水率达到93.93%，产油量较维持原方案产油量提高4.5×103m3、采出程度提高2.81%。根据数值模拟结果，实施调整方案后，开发效果将得到明显改善。

图1 预测累计产油量与预测含水率曲线Fig.1 Predicted cumulative production and predicted water cut curves

5 结论

（1）Z油区延9 油藏为曲流河沉积，河道滞留相为优势相，砂体展布受沉积微相展布控制，油水井间砂体连通性好。

（2）注采井网的完善程度与油水井注采对应关系是影响油井产量的主控因素，采用规则面积注水井网、注采井网更完善、油水井注采对应关系更好的区域，油井产量更高、产量递减更慢；供液不足、单向受效和暴性水淹是油井关停的主要原因。

（3）水驱储量控制程度、水驱储量动用程度、含水率上升率等6 项指标综合表明，Z 油区延9 油藏注水开发属二类水平，注水开发效果一般。

（4）针对油藏关停油井多、采油速度低和局部地区注采对应关系差、水驱控制程度低的问题，建议采取（换层）补孔、油井转注和关停井复产3 种油水井措施，同时调整注采参数；根据数值模拟结果，预计调整方案实施后能够明显改善油藏开发效果。