延长油田延安组油藏优化注水技术

张景皓，李 浩，陈 静，艾小凡

(1.延长油田股份有限公司注水项目区管理指挥部；2.杏子川采油厂，陕西延安716000)

延安组油藏主要分布于延长油田西部地区，分为受岩性控制油藏和受构造控制油藏两大类型，一直以来延长油田西部延安组区块注水开发效果不理想，在开发初期没有科学的规划注采井网，开发初期采油速度过快导致边底水推进加快，部分油井含水上升速度快[1-4]，后期注水时注水井没有按照井网整体规划转注，导致部分区域见水快，水驱控制程度低，甚至出现水淹、水窜现象。本文在油藏构造、储层特征研究的基础上，结合区块开发动用状况、底水锥进特征等对老庄区块注水综合调整前井网进行了全面分析。提出了后期注水开发调整采用边缘注水方式和点状注水结合的注水方式完善注采井网，同时对采油井采取地下与注水“提控结合”，地面优化采油参数的调整思路[5,6]。

1 区块开发现状及存在问题

1.1 区块开发概况

靖边老庄区块2009年投入开发，主要开发层位为延9油藏。为岩性—构造油藏，动用面积13.5 km2，地质储量382.88×104t，可采储量138.77×104t。生产层位为延安组延91、92和93油层，主力开发层位为延92油层，截止2015年底，项目区生产井总数为153口，开井94口，采油井共116口，开井69口，累计产液量106.87×104m3，累计产油量59.56×104t。注水井共37口，开井25口，累计注水51.48×104m3，累计注采比0.48，日注水168.90 m3，综合含水52%，采出程度13.13%。累计注采比为0.44，地层累计亏空59.94×104m3。

研究区延9油藏类型为岩性-构造油藏。油层分布主要受河道沉积岩性控制，局部由于差异压实作用形成鼻状隆起。主要储层为河道砂岩沉积，砂体呈近南北向，呈带状展布，砂体延伸较长，砂体两侧及上覆河漫沉积泥岩构成主要的岩性遮挡。根据河道发育情况，沿平行及垂直河道展布方向各建立了2条油藏剖面(见图1和图2)。

从油藏剖面图对比来看：1)纵向上油水分布可划分为三种类型：纯油带、油水过渡带与纯水带，没有统一的油水界面；2)油层主要发育在延92小层、其次为延91小层，且砂体发育及连通情况较好；3)油层的集中程度主要受沉积相带、鼻状隆起、储层物性及非均质性控制，在河道主体沉积区域油层分布相对集中。

图1 垂直河道油藏剖面

图2 平行河道油藏剖面图

1.2 区块开发中出现的主要问题

老庄区块自从投入开发后区块地层能量一直没有规模补充，压力保持水平低，截止2015年底，地层压力只有5.01 MPa占原始地层压力10.5 MPa的47.71%。虽然从2011年开始注水但注水井比例较小，受益井较少，区块整体没有形成统一的驱替系统。截止2015年项目区71口采油井开井中，仅38口注水受益，且28口为单向受益井，无注水井高达33口，区块产量从2012年最高的12.63×104t降至2015年7.29×104t。由于区块底水发育，初期开发采油强度大，造成部分油井底水锥进，含水上升速度快(见表1)，稳产时间短的开发特征。对这部分井进行稳油控水的措施，同时对其他底水发育的油井制定合理的开发方案。

表1 部分含水变化大油井的数据统计

2 区块注水综合调整

针对延安组区块油藏构造，底水发育不同阶段和开发特征，在综合调整时以预防底水锥进，控水稳油为目的。底水锥进主要是由于油田投入开发后，油水界面以上油层段压力降低，形成“压降漏斗”造成底水上升(图3)，表现为油井产液量增大，含水升高。根据对老庄区块注水综合调整总结，对此类油藏开发主要从注水、采油两个方面调控地层压力制定防锥、压锥措施，确定合理的注水方式；针对层间底水发育情况，采取分层注水、确定合理的采油参数、加强动态监测及时发现油井异常变化等。

图3 底水锥进示意图

2.1 确定合理的注水方式

由于原来井网规划未考虑构造及边底水等因素且为不规则井网，井网形式已经固定且无法改变的情况下，本次调整结合油藏构造及底水发育和变化规律对井网进行了调整，调整期间共增加注水井28口，形成了边部注水和内部点状注水相结合的井网形式(图4)。边缘注水井增加区域内地层压力的同时，推迟了边水推进时间。点状注水针对有底水锥进的区域既能控制边底水的均匀推进，又能防止构造高部位的底水锥进，最大限度减缓水淹水窜和底水锥进时间，提高油田开发最终采收率。

图4 老庄注水项目区延油藏井网调整图

2.2 细化开发层系，实现分层注水

根据沉积旋回将区块延9层细分为3个小层，为解决不同层底水发育差异造成层间干扰的矛盾，对17口注水井实行分层注水方式；针对底水存在的油井，按照有无隔夹层以及底水的活跃程度制定不同的注水、采油参数，分层注水主要针对上下小层都存在底水的油层段，根据上下地层压力通过不同的注水强度保持层间压力平衡。梁17-4与2016年5月实行分层注水，对应受益井梁17-1延92小层和延91合采，分层注水后梁17-1的含水基本稳定，三年含水率增加6个百分点，液量保持稳定一年多后下降(图5)，但没有出现底水锥进的现象。

图5 梁17-1井生产综合开发曲线图

2.3 注水井与采油井“提控结合”

根据区块地层能量分布和注入水驱替特征，对采油井进行调层、补孔等措施，在调整平面和层间矛盾的同时，提高了注采对应率。针对不同区域注水开发特征和底水发育情况对采油井采取不同的采油参数。主要做法是通过优化泵挂高度、冲程、冲次、采油井工作制度来平衡各个方向的注水驱替速度和压力，对底水发育区域油井降低采油参数控制采液强度，延长低含水期开发。由于底水锥进是缓慢变化的过程，在区块开发中要及时对油井井底流压、油压、产液、含水进行监测，综合判断底水对油层的开发影响。老庄区块在综合治理期间为了对治理效果及油田的生产情况及时掌握，提出了动态监测方案，共安排监测项目6项，81井次。其中油水井措施、监测及井次等数据见表2。

表2 油水井措施及测试井次统计

3 注水开发效果评价

3.1 注采比趋于合理，原油产量稳定上升

至2018年8月，老庄区块共有采油井102口，注水井54口，注采井数比1∶1.9，日注水580 m3，注采比为1.2。延91注水面积上升至2.97 km2，延92注水面积上升至6.1 km2。提高水驱控制面积，注水波及系数扩大，注水开发效果得到提高。产液量由365.56 m3增加至584.11 m3，日均产油量由150.03 t增加至211.58 t，单井产量由2015年的2.11 t/d上升到2018年3.11 t/d，含水率基本保存稳定，由52%上升至57%，含水上升率控制在5%以内，区块年产量在2016年转注工作完成后保持平稳(图6)，产能递减趋势得到有效控制。

3.2 水驱控制程度明显提高

通过转注28口油井，井网完善后，区块62口开井中，双向及多向受益井达56口，已见效42口，其中18口产量提升30%以上，见效明显(如表3和图7所示)。

延91注水面积由2015年的2.7 km2上升至2.97 km2，水驱控制程度2015年73.01%上升至2018年84.82%。延92注水面积由2015年的4 km2上升至6.1 km2，水驱控制程度由2015年73.14%增加到2018年93.68%。

3.3 存水率指标分析

存水率是指累计注水量与累计产水量之差与累计注水量的比值。存水率主要反映注入水利用率的高低，其实质是注入水维持地层能量的效率[7,8]。本文从存水率与累计采出程度的关系分析老庄注水开发效果与特征。老庄区块从2013年1月份开始累计注水量大于累计产水量，存水率的变化可以划分为4个阶段(图8)，2013年1月～2015年12月注水井维持在26口，但期间存水率变化有3个变化阶段：2013年1月～2013年9月存水率呈快速上升趋势，主要原因是地层能量亏空，注入水用来补充地层能量损失。2013年10月～2014年7月地层存水基本保持不变，区域2014年8月～2015年12月，区块注水井加大了配注量，阶段注采比提高，存水率上升一段时间后出现下降趋势，说明区块部分区域地层能量得到补充，但见水方向单一，表现在后期存水率出现下降趋势，由于累计注采比保持在0.5以下，区块整体没没有形成完整的驱替系统。2016年新增28口注水井后，区块整体注采井网得到完善，存水率在长时间出现增长的趋势，说明区块整体驱油效果变好。

图8 存水率与采出程度曲线图

4 结论及建议

(1)延长油田延安组油藏底水普遍发育，宜采用边部注水和内部点式注水结合的注水方式，这种注水方式可以有效控制底水锥进，延长低含水开发时间。

(2)高强度的采油速度和油藏平面非均质性会引起底水锥进，导致油井过早见水，在开发中要制定合理的采油强度，对上下层位都具有底水的油藏应实施分层注水。

(3)预防、压制底水锥进需要注水调控地层压力结合采油井补孔压裂、封窜以及采油参数优化、油水井资料测试等工作同时进行。