吴起油田H井区多层系综合调整治理

陈 浩，汪昌尧，王 攀，曹 宗，张铭存，马宝鹏

(延长油田股份有限公司 注水项目区管理指挥部，陕西 延安 716000)

吴起油田H井区由于地质条件复杂，含油层系较多，横向、纵向非均质性都很强，造成油藏分布不具有规律性。自1998年勘探开发以来，吴起油田H井区主要依靠自然能量进行开采，导致产量下降快，采油速度低，含水上升速度快，地层亏空严重。2011年开始局部注水开发，然而在平面上未能很好的进行连片开发，没有形成统一规划的开发单元，纵向上也没有明确的层系组合划分，因此井网利用程度低。为提高该区域的油田注水开发效果，确定各层系细分注水调整技术，在纵向上分层系，平面上分区域，实施针对性调整措施[1]。对产液量，含水等生产变化大的井进行及时跟踪分析，发现问题及时调整。有效控制注水量以及生产压差，确保水线均匀推进，提高注入水波及体积，提高该区的水驱动用程度，为提高单井产量和采收率提供基础。

1 区域概况

吴起油田H井区位于鄂尔多斯盆地所处的陕北斜坡，为一平缓的西倾单斜，构造运动微弱，区域构造极为单一，倾角不足1°，平均坡降小于 10 m/km。在单斜背景上，由于构造运动的不均衡性和差异压实作用，在局部形成起伏较小、轴向近东西或北东-西南向的鼻状隆起。主要开发层位延9、延10、长1、长2、长4+5、长6小层。延9和延10油层组主要发育辫状河三角洲相河道、漫滩亚相，长2油层组主要发育三角洲平原亚相沉积，长4+5和长6油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积。研究区含油面积为 50.35 km2，探明地质储量为1564.24×104t，属于低孔低渗储集层。

2 开发背景

2.1 各层系储量动用情况

根据各层动用面积和单储系数，计算出各层动用储量[2]。根据注水井的射孔位置以及与周围油井的射孔位置的对应关系，分别统计出每套砂体的水驱动用面积。结合各油藏的平均厚度以及各油层的储量丰度，计算出各层砂体的水驱控制储量(表1)。

表1 吴起油田H井区储量动用情况

2.2 注采对应情况

根据注采对应状况可分为单向受益、双向受益、多向受益、有采无注4类井。调整治理前研究区注采井网不完善，注采对应差。主要体现在两个方面：一是部分区域没有注水井(图1)，这部分井依靠天然能量开采，自然递减大，需要通过注水补充地层能量；二是研究区有注水井45口，注水井网周围油井生产层位与注水层位对应差(图2)，主要分布在西部，东部零散分布，单井日注水量 6 m3/d，注入层位主要为长4+5长6，其它产层没有注水，本区块整体注采对应率仅为15.1%(表2)。

图1 综合调整前H井区注采井网

图2 H井区注采井组砂体连通剖面图

表2 综合调整前H井区注采对应率

3 综合治理措施

3.1 多层系分层治理思路

研究区发育有油层延91，延92，延93，延101-1，长1长2、长4+51-2、长4+52-1、长61-1和长63-1等多套油层。油藏地质研究基础上，结合当时的生产现状，合理规划井网[3]，将研究区主要划分为延安组、长1长2、长4+5长6三个开发单元(图3)。制定了以延安组、长4+5、长6为主要治理调整对象，兼顾长1、长2等油藏，在“多点温和、点弱面强”的注水工作思想指导下，按照“整体部署、分批实施、跟踪分析、及时调整”的原则，以“分层分区，成熟一块，治理一块”的方针开展治理工作，提高注入水波及体积，整体提升地层压力，提高水驱控制面积及水驱动用程度的总体思路[4]。

图3 H井区多层系注采井网分布图

3.2 完善注采井网

根据不同油层的地质特征和开发条件，合理地划分与组合开发层系。将性质相近的油层组合在-起，采用与之相适应的开发方式和井网进行开发，这是解决层间矛盾，提高油田开发效果的主要途径。根据井网适应性分析[5]，结合主力层含油面积及剩余油分布情况进行部署：延安组油藏较为富集，大多油层出现在有鼻状隆起或构造小高点区，典型的构造油藏，油藏驱动类型为弹性-水压复合驱动，分布较为零散不成整套，采用边部注水；延长组井网部署时参照邻区延长组裂缝方向，设计为菱形反九点井网，保持了较多的采油井，便于提高采油速度，同时拉大了裂缝方向井距，缩小了侧向排距，有利于注入水均质推进。该区最终采用边缘注水与面积注水相结合的注水方式完善注采井网，增加平面水驱波及面积，建立有效压力驱替系统。

延安组油层在H井区分布较为松散，主要在研究区的偏东部，根据延安组油藏的分布范围及油井生产情况规划延安组的井网，共部署新井12口，计划调层补孔排液转注9口；研究区长1和长2油层分布范围较大，生产井主要集中分布在研究区的东部。在原有井网基础上进行局部完善，共部署新井9口，油井转注5口；研究区长4+5和长6油层分布广泛、面积大，井网调整在之前的采用菱形反九点井网类型的基础上进行局部完善，共部署新井17口，油井转注8口，调整后的各层系井网见图4。

图4 综合调整后H井区注采井网

3.3 提高储层动用程度

调层补孔及提高分注率是提高储量动用程度的有效手段。针对不同层系，优先动用储层较好、含油面积较大的油水井进行调层补孔，最终对130口油水井补孔180段，累计补孔厚度 708.5 m；层间矛盾突出区域开展分层注水工作，该区注水井开井173口，其中分层注水24口，主要通过以上两种方式来提高该区储层动用程度。

3.4 完善注采对应关系

以小层为纵向单元，以井组为调整单元，分析注水井和采油井的注采对应关系，井组的注采平衡、地层压力以及恢复情况，结合生产动态分析见水见效方向，在地层能量得到补充，且具有开发潜力的小层实施补孔压裂，以提高注采对应率[6]，增加纵向水驱波及面积。在地层压力没有得到恢复以及注入水的水驱方向没有波及的区域，无论油层显示好坏，都不建议实施补孔措施。通过完善该区注采对应关系，各主力层注采对应率，注采对应率由15.1%提升至79.38%(表3)。

表3 综合调整后H井区注采对应率

3.5 细分注水调整技术

3.5.1 延安组油藏注水调整技术

延安组注水调整治理根据油水界面接触关系及抬升速度[7]，严格控制措施规模(表4)，同时合理控制采液强度，油藏内部<1.5 m3/(d·m)，油藏边部<0.8 m3/(d·m)。注水参数采取“整体温和，外强内弱”的注水政策，合理注水强度≤1.55 m3/(d·m)，合理的注采比为0.7～1.2。井网完善4～5个月后，日产液、日产油明显提升，注采比保持在1.1左右，开发形势较好。

表4 延安组油藏措施规模推荐表

3.5.2 长1长2油藏注水调整技术

长1长2层注水调整治理采取“强化注水”技术，快速补充地层能量，建立有效压力驱替系统，后期实施纵向剖面调整，扩大水驱动用程度。采用“小砂量、小砂比、小排量”的压裂工艺，防止水淹水窜。注水参数优化为见效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；见效程度高、含水和采出程度适中的注采比保持为1～2，高含水、高采出程度的注采比稳定在0.8～1.0。强化注水5～10个月后开始见效，日产液、日产油持续增加，含水率持续下降。

3.5.3 长4+5长6油藏注水调整技术

长4+5长6层注水调整治理采取“多点温和、点弱面强、差异配注、整体平衡”[8]，采用“大砂量、大砂比、大排量”原则实施压裂改造，提高油层导流能力，加砂强度1.0～3.5 m3/m。将注水强度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范围内。并根据动态变化情况实时调整，地层压力保持在100%～110%之间。注水井网完善后8～10个月产液量、产油量明显提升，综合含水基本保持不变。

3.6 高含水井治理

在油藏的注水开发过程中，裂缝的发育，油水井的压裂改造，以及储层本身沿砂体以及河道方向存在的渗流能力强的通道。随着后期持续注水，个别油井含水量可能持续上升，要紧盯各油井含水量变化。对应含水上升要分析其历史产液和产油量的变化，产出液矿化度的变化，分析是油井水淹还是井况出现问题，是快速水淹还是正常的含水持续变高。对应含水快速上升，可能是该井组周围形成了新的渗流通道，要进行调剖处理[9]。对应含水上升变化速度较小的，可对注水井配注量进行相应的调整。对应大片含水上升的区块，则要根据油藏特征进行整体分析和综合治理。

4 治理效果分析

注水见效分析中，选取了调整治理前与2022年同期开抽的老井共计179口。分层位按照递减率计算未注水情况下产液量与目前产液量对比，按照增液范围将采油井分为三类：一类为未见效区域，增液量小于0；二类为一般见效区域，增液量介于0至 1 m3之间；三类为明显见效区域，增液量大于 1 m3(图5)。将三类区域对应的井数进行统计，其中未见效井50口，占比28%；一般见效井66口，占比37%；明显见效井63口，占比35%(图6)。从图6中可看出，长4+5、长6油藏未见效井数与一般见效井数占比极高，表明长4+5、长6油藏现阶段注水效果一般，导致这一现象的原因一方面为长4+5、长6油藏整体转注时间较晚，累计注入量较低，地层压力恢复情况较差；另一方面是因为长4+5、长6油藏埋深大，本身注水见效周期长于延安组及长1、长2油藏，且长4+5、长6油藏地层致密，注水过程中易出现高压注水井，影响整体的注水效果[10]。延安组、长1、长2油藏由于在研究区成立后第一时间完成转注，见效明显井数量占比高，由于埋深浅，见效周期短，注水效果也较为明显。

图5 注水见效井组平面区域展布

图6 各层位见效情况柱状图

5 结论

1)结合区域储量动用、注采对应和效果分析等多种因素，从完善注采井网、提高各层系动用程度、提高注采对应率、细分注水调整技术和高含水井治理5个方面，对研究区采用分层系注水调整技术，各主力层注采对应率得到明显提升，注采对应率由15.1%提升至79.38%，有效提升区块注水开发效果。

2)在地层能量得到补充，且具有开发潜力的小层实施补孔压裂；在地层压力没有得到恢复以及注入水的水驱方向没有波及的区域，无论油层显示好坏，都不建议实施补孔措施。

3)延安组注水参数采取注水强度≤1.55 m3/(d·m)，注采比为0.7～1.2；长1长2注水参数优化为见效程度低、含水低、采出程度低的注采比>2；见效程度高、含水和采出程度适中的注采比保持为1～2；高含水、高采出程度的注采比稳定在0.8～1.0。长4+5长6注水强度控制在2.4～6.53 m3/(d·m) 范围内。

4)延安组、长1长2油藏由于埋深浅，见效周期短，注水效果较为明显，见效明显井数量占比高。长4+5长6油藏转注时间较晚，累计注入量较低，油藏地层致密，注水过程中易出现高压注水井，影响整体的注水效果，导致未见效井数与一般见效井数占比较高。