志丹油田3175井区分区块分层系综合治理
时间：2023-02-28 16:00:07 来源：千叶帆 本文已影响人
李禄胜，张莎，汪立，董旭
（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安 710065；
2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000；
3.延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西 志丹 717500）
鄂尔多斯盆地上三叠统延长组低渗透油气资源丰富［1］，近年来，盆地油气探明地质储量、石油产量增长速度均居国内各大盆地前列［2］。如何高效持续开发低渗透油藏，显得尤为重要。油田开发初期大多采用一套多层合注合采的笼统注水开发［3］，由于储层非均质性和油水两相渗流差异而导致层间矛盾加剧［4］，往往造成产液结构不清，低效无效水循环严重，注采调整针对性差，注水效率降低，严重影响水驱开发效果［5-6］，所以油藏开发后期将以提高井网适应性和水驱储量控制程度为中心［7］，纵向分层系，平面分区域，实施针对性部署措施，有效提高水驱控制程度和有效储层动用率，改善开发效果［8-9］。
志丹油田3175井区自1998年勘探开发以来，形成以长3、长4+5、长6层为主要开发层位的一套井网笼统注水开发，虽然取得了一定的成效，但是存在储量动用程度低、产量递减快、采油速度低等开发问题，油田稳产形势严重。为实现资源的高效利用，提高该区域的注水开发效果，提高采收率。本文通过系统地精细油藏地质研究及开发特征分析，建立一种分区块分层系开发调整思路及方法，最大限度地缓解用一种开发模式开发多套不同特性油层所产生的问题。确定分层系开发的调整措施，实现油井增产稳产，提升油水井利用率和生产时率，提高储层动用程度和全区注水开发效果，提高油田采收率。
志丹油田3175井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，区块主力开发层为长33、长4+512、长4+521、长4+522、长611和长612小层。长3~长6沉积期为三角洲前缘亚相沉积，长3储层孔隙度平均值为11.67%，渗透率平均值为4.41×10-3μm2，长4+5油层组孔隙度平均值为10.92%，渗透率平均值为1.29×10-3μm2，长6油层组孔隙度平均值为11.40%，渗透率平均值为1.74×10-3μm2，属于低孔特低渗储层。长3~长6油藏为岩性油气藏，探明地质储量3499.57×104t。
2.1 储量动用情况
根据单井控制面积和单储系数，计算出各小层已动用储量和有注无采区域水驱未动用储量（表1）。3 175井区6个已动用层的储量为3 499.57×104t，实际动用储量1 531.87×104t，未动用储量1 741.08×104t，水驱未动用储量226.63×104t，潜力较大。从已动用储量分析，研究区长4+5油层组为本区的主力开发层段，长33及长4+52的2个小层动用地质储量和水驱控制储量均较高，其它油层动用地质储量较低，相应地，长4+52的2个小层水驱未动用储量也较大，达到157.44×104t，后期作为重点层进行开发部署，提高储量动用。
2.2 注采对应情况
注采对应率是体现储量动用质量的重要指标之一［10］，根据注采对应状况分为有采无注、多向受益、双向受益、单向受益4类井，本区整体注采对应率仅为48.14%，长4+521注采对应率仅为54.40%、长33次之为50.80%，整体注采对应情况较低（表2）。
表2 志丹油田3175井区各小层注采对应率情况表
2.3 油井见效方向
针对受益油井，在静态注采对应的基础上，研究了油井与注水井之间的动态响应，以及注水受益方向，明确注水见效方向对后续开发调整意义重大［11］。根据油井见效方向统计数据（图1），3175井区油井见效方向主要为北东-南西和北西-南东，方向占比分别为45.9%和26.6%（图1和图2）。见效主流线方向为北东-南西，同本区最大主应力方向基本一致。沿主流线方向及其垂直向油井，注水明显见效或保持产量相对稳定。因此，在后续开发过程中可以适度增大北东-南西方向油井的流动压力，延缓水淹。同时对于其他方向油井可以增加压裂规模，降低生产流压，进行引效，为后期井网加密调整提供依据。
图1 油井受益方向图
图2 不同见效方向油井统计图
2.4 未见效井潜力分析
3175井区未受益油井786口，占比高达78.4%，目前开井率仅为59%。对于阶段采油量，通过流动系数进行产量劈分是可行的［12］，由此在注采井组的注采平衡定量化描述的基础上分析未见效井潜力情况。研究区年注采比为0.98，累计注采比为0.78，地层压力保持水平为47.5%。
从未受益油井分布情况（图3）来看，未受益油井主要分布于井组累计注采比小于0.5的区域，即使油水井实现了小层注采对应，但因地层亏空较大，油井也无法受益，普遍呈现出“低产低效”。而受益井组年注采比最大2.89，平均值1.47，累计注采比为1.49，说明高注采比与注采对应是油井受益的必要条件。因此，该井区未受益油井尚有很大的提升空间，亟需强化注水，以改善注水开发效果。
图3 未受益油井平面分布图
3.1 分区块分层系治理
分区块分层系部署是细分开发单元的一种有效手段，能够实现主力层的快速动用、实现区块稳产增产，同时尽量减少层间干扰，降低开发难度。根据区块砂体展布情况及各主力层动用状况、注采对应和见效情况将研究区按区块和层系进行了明确划分，主要分为长3、长4+5和长6层，为综合治理明确目标（图4）。
3.2 完善注采井网
根据井网适应性分析及注水开发调整分析，布井总体上延续本区原有井网和井排距体系，结合本区主力层含油面积及剩余油分布情况进行部署；
井网主体形式为长轴方向NE60°~70°，井排距组合为450 m×150 m的菱形反九点井网（图5）。
图4 分区块分层位划分图
图5 研究区完善井网部署图
综合分析，本次完善注采井网设计转注井73口，部署注水井8口、部署采油井40口，合计部署井48口。完成注采井网部署后全区采油井966口，注水井305口，合计总井数1271口（表3）。
分3个批次，依次进行油井转注。第一批次油井转注21口；
第二批次油井转注26口；
第三批次油井转注26口。
3.3 提高储层动用程度
依据分区块分层系的治理思路，此次油井补孔主要遵循：
1）优先实施累计注采比大于1的井组；
2）每口井各个层段中较好的储层，优先动用含油面积内的各个井的层段。
根据以上思路，最终对80口采油井补孔80段，累计补孔厚度352.5 m。
表3 分层位部署井位统计表
3.4 完善注采对应关系
根据部署技术政策中完善注采连通关系分析结果，补孔主要指的是为完善注采连通关系而对注水井进行的补孔。主要遵循以下补孔原则：
1）补孔的注水井组内，补孔注水层位至少要包含2口在该层只采不注的受效油井（井组对应油井较少的视情况而定）。
2）不考虑为多向受效油井增加受效方向而补孔。
3）为了保证补孔后注水层位的吸水性，要求补孔砂体为渗透性砂岩，故优先考虑相关层位含油面积内的注水井补孔。通过以上补孔调整，可以大大减少注水井的补孔工作量，减轻采油厂施工压力。
根据以上思路，最终对46口注水井（包括16口计划转注井）补孔52段，累计补孔厚度198.5 m。
以上工作实施后，各主力层注采对应率得到了进一步提升，注采对应率由48.14%提升至66.67%。其中长33注采对应率提升幅度最高，由50.8%提升至79.68%，提升了28.88%（表4）。
表4 油水井补孔实施后注采对应率
3.5 优化注水政策
注水配注主要以恢复地层压力为主，根据鄂尔多斯盆地三叠系特低渗透油藏开发经验，注采比为1.2~1.3可以保证足够的生产能力及合理的采油速度［13-15］。
根据本区的实际开发情况，应采用平衡注水开发政策，即根据初期及目前单井日产液情况确定各小层的配注量（表5），再结合注水井的注水层位确定最终的全井注入量。结合油井见效方向，适当降低主流线方向的配注量，适当提高次流线方向的配注量，尽量使水线均匀推进。同时，结合井组累计注采比与见效情况，提高累计注采比低且油井见效不明显井组的配注量。对于累计注采比小于0.5的井组，按照初期产量进行配注，累计注采比大于1的见效明显油井按照当前产量进行配注。
综上，本区主要采用平衡注水政策，对119口井强化注水，3口井均衡注水，单井配注量为5.0~18.0 m3/d，平均为9.0 m3/d（表5）。
表5 注水量小层分配表
1）研究区整体储量动用程度仅有44%，储量动用程度较低；
长4+521、长4+522小层相对于其他主力层未动用储量高，后续治理优先考虑，提高储层动用程度。
2）研究区地层能量亏空严重，井组注采对应率为48.14%，累计注采比低，造成区域未见效油井占比达78.4%。
3）3175井区油井见效方向主要为北东-南西和北西-南东，方向占比分别为45.9%和26.6%。
4）综合区域储量动用、注采连通和见效情况多种因素，从完善注采井网、提高小层储层动用程度、完善注采对应关系和优化配注量4个方面，对研究区采用分区块分层位综合治理，各主力层注采对应率得到进一步提升，注采对应率由48.14%提升至66.67%，能够有效改善区块开发效果，实现区块高效开发。
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