延长油田C6低渗低压油藏注水优化技术——以延长油田西部X3井区为例

艾小凡，陈 静，郭栋栋

(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)

1 区块概况

X3井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带中东部，主力层位为延长组C6油层，油藏类型为典型的弹性溶解气驱岩性油藏。该区油藏平均孔隙度为10.80%、平均渗透率为1.54×10-3μm2，呈低孔特低渗特点。1998年施钻区内第一口探井，于C6层钻遇良好油层，并试获工业油流。从图1可以看出，2011年投入注水开发，随着开发的深入，该区开发效果变差，特别是注水效果不明显，措施井效果不理想。该区域面积8.4 km2，储量398.19×104t。截至2020年10月底，总井数为98口，其中采油井82口(开井56口)，注水井16口(开井10口)，日产液87.4 m3，日产油48.5 t，综合含水33.1%，累计产液52.7×104m3，累计产油31.7×104t，累计注水19.3×104m3，累计注采比为0.28。

该井区油藏总体为岩性油藏，主力层为C6，驱动方式为弹性溶解气驱。该区C6油层组划分为C61、C62、C63和C64四个油层亚组，主力储层为C63，其次为C62，其他小层砂体不发育，剩余油分布少。结合该区延长组长6层沉积相剖面图(图2A、图2B)可知，C62层及C63层砂体连续性较好，厚度起伏不大，发育较为稳定。该区C63是水下分流河道最发育期，又细分为C63-2和C63-1两个时期。

图1 X3井区综合开发曲线

A.垂直物源方向

B.顺物源方向

2 注水开发特征分析

2.1 现状分析

该区部分井组主力储层存在注采不对应，有注无采或有采无注现象，例如杏5-6注水井注水层位C64和C7，周围7口采油井生产层位为C62、C63-1和C63-2，7口油井层位全部不对应。统计2020年12月数据表明，该区C63-1水驱控制程度为83.0%；C63-2水驱控制程度为66.4%；C62水驱控制程度为71.4%。该区压力保持水平为68%，地层能量亏空严重。

2.2 注采井网布置分析

该区内油水井部署缺乏统一考虑，且区内开采地形复杂，井网布置合理性较差。开釆井与注水井比例不均，全区尚有17.1%的采油井无对应注水井(表1)，导致局部油井间无水驱效果或水驱效果较差，形成水动力滞留区域，从而引起区内开采难度增大，部分地区剩余油富集。

表1 X3区块油井受效方向统计表

2.3 地层能量分析

X3井区自投入开发至2010年底，地层压力亏损较为严重。该区原始地层压力在9.347～10.364 MPa，杏10井在2018年测得地层压力为2.584 MPa，2012年大规模注水开发后，压力并没有得到有效恢复，从地层亏空程度来看(图3)，自X3井区2000年正式投入开发以来，累积产液52.7×104m3、注入水19.3×104m3，地层亏空严重。2012年注水后，亏空并没有得到缓解，该区整体依然处于严重亏空状态。由于注水量不足、储层致密、井距偏大等原因，油藏未能建立有效的驱替系统[1]，地层压力保持水平低、能量总体仍处于亏损状态，导致储层内大量原油无法产出，产量下降。根据统计，该区平均单井日均产量低于1 t，在生产上表现为低产、低效井较多，油井产能明显不足。

图3 X3井区累计亏空量直方图

3 注水开发优化技术

3.1 完善注采井网，提高水驱控制程度

2010年底，X3井区注采井数比为1∶5.13，水驱控制面积占该区的70%。针对X3井区低产低效、注采层位不对应等情况，经过油藏地质等研究，决定采油井转注12口以达到井网完善及注采对应的目的。调整后注采井数比提高到目前的1∶2.5(图4)。

图4 X3井区调整后注采井网图

在井网完善的基础上，对地层能量得到恢复的区块中部分油水井进行措施改造，包括改层、补孔、合采等措施方式共6井次(表2)。

表2 X3井区技改井统计表

3.2 点弱面强、多点温和的方式补充地层能量

油井均经过大规模压裂，注水井多为油井转注，要建立起有效压力驱替系统，就必须考虑已形成的优势通道，防止当配注过大时，油井出现水淹、水窜、侧向不受益等不利情况[2-3]。由于低渗透油藏长期注水开发易形成注水诱导裂缝[4-5]，裂缝发育区域油井易出现暴性水淹或高含水现象，导致注水井与采油井之间形成无效水循环通道，另外该区实际井距远近不等，为了防止采油井过快水淹，必须确定合理注采比[6-8]，逐步恢复油区的地层压力，根据油层地层压力的恢复情况分阶段确定注采比，因此总体原则为，在注水前期，由于地层能量亏空严重，油井产液过低，在地层吸水能力足够且油井不出现水淹的前提下尽可能以较大的注水量注水，让地层压力以较快的速度恢复，故初期的注采比类比同类油田的经验设定为1.3～1.6；到注水中后期(综合含水大于80%)，地层压力保持水平较高，生产压差可以适当放大来提高产液量，此时注水要注意控制区域整体含水上升速度及防止油井水淹，故可以按照较低的注采比注水，一般为0.8～1.1。在整个注水开发过程中，为了让区域平面上受效均衡，地层压力整体分布均匀，必须根据生产动态情况进行单井注水量调整，总体原则是对于长期注水不受效或受效不明显的井组可以适当加大注水强度，而对于有油井出现水淹或者整体含水较高的井组则严格控制注水强度。

3.3 通过强化油藏动态监测，实现注水的科学调配

完善注采井网后，定期进行吸水剖面、产出剖面、压降测试等动态监测，为油藏动态分析提供可靠依据。根据油藏动态监测资料进一步精细研究储层渗流规律及剩余油分布规律，调整平面矛盾及层内矛盾，使受效差的和受效不好的区块充分受效，提高其驱油能量，降低阻力，达到注水波及面积广，多驱油少出水的目的。

依据X3井区油藏已反映出来的油藏特点，该区动态监测的总体思路是：建立油气田动态监测系统，注重井间连通性监测和压力监测，具体监测部署如下(表3)。监测井遍及油藏各个部位，尽量选择分布均匀，具有一定的代表性，能反映整个油藏压力分布、井组层间吸水分布状况的井。

表3 X3井区动态监测部署表

4 结论

该区地层压力保持水平仅为68%，压力保持低，目前注水井数少，关井多，水驱控制程度低，油井初期产能高，因低产低效和高含水而关停的油井逐渐增多，稳产基础薄弱，关停井增加和地层能量下降是造成产量递减主要因素。整体上大面积注水，单井小配注量的开发方式补充地层能量，在能量恢复的前提下辅以改层、补孔、合采等注水开发技术提高该区水驱控制程度是该区开发的重要方向和手段。