多套油水系統層狀油藏開發實踐與啟示

羅鈺涵，巢 越，羅 南，唐 華，徐 莎

(1.中石化江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225000;2.中國石油大學，北京 102249)

引 言

陳堡油田陳3斷塊構造位置位于高郵凹陷東部吳堡－博鎮斷裂帶中段，縱向上含油砂體多、沉積類型多、層間差異大，平面上儲層非均質性強。1997年投入試采，經歷了天然能量開采、注水開發、細分層注水、細分層精細注水4個開發階段。目前分5套開發層系，采油速度為1.2%，采出程度為17.0%，綜合含水為80.1%。針對該油藏儲量動用不均衡、采油速度偏低、水驅動用狀況差等問題，近年來通過不斷的開發實踐，在細分調整、井網優化、精細注水等方面進行了思路的逐漸轉變，按儲層物性、砂體展布形態組合進一步細分開發層系［1－2］，配合以井網優化、精細注水為重點的分層系注采完善，大大改善了油藏開發效果，在提高采油速度的同時控制了油藏的含水上升率。

1 主要地質特征及開發難點

(1)含油井段長、含油砂體多、沉積類型較多，層間差異大，多層合采層間矛盾突出。陳3斷塊Ef含油層系自上而下分為、、、4個砂層組，含油井段為1540～1820 m，共分41個含油砂體。平均單砂體厚度為2.5 m。自下而上從三角洲前緣亞相逐漸過渡到濱－淺湖亞相，沉積類型較多，物性差異較大，孔隙度為14.7% ～30.7%，滲透率為4.1 ×10－3～3282.0 ×10－3μm2，總體為中—高孔、中—低滲型儲層，個別砂體為高滲型儲層。早期開發方式為一套井網控制，依靠天然能量逐層上返開發，多層合采層間矛盾突出，儲量動用不充分。以砂層組為單位劃分開發層系，多次細分調整后，未有效解決層間矛盾。

(2)含油面積小，含油帶窄，地層較緩，井網控制和注采完善難度大。陳3斷塊E1f1單砂體含油面積大于0.5 km2的僅3個砂體，含油帶寬最大400 m左右，其余大多數油砂體含油面積小于0.1 km2，含油帶寬100 m左右。由于地層較緩，十幾個甚至幾十個油砂體由一套井網控制，油井無法占領構造高部位，初期多數生產井均部署在砂體的中部與邊部，導致油井見水快、含水上升速度快。特別是、的部分砂體由于含油帶較窄，油井初投產就見水，儲量控制程度低，且注采井網難以完善，開發效果變差。

(3)天然能量較弱，地層能量下降快且難以恢復。陳3斷塊E1f1初期依靠天然能量開發，該斷塊西南有一個小斷層封閉，油藏邊部砂體不發育，水體范圍小，采出1%地質儲量地層壓力下降1.622 MPa，彈性產量比為4.07，地層壓力下降較快。2001年投入注水開發，由于該油藏含油帶較窄，油水黏度比較大，為控制油井含水的上升，注采比一直偏低，導致地層能量嚴重不足，對于這類窄條帶狀油藏，后期很難僅依靠邊緣注水補充或恢復地層能量，由此制約了該油藏開發效果的改善。

(4)受平面物性差異及層間非均質性影響，注水效果不理想。由于砂體沉積橫向上相變較大，砂體發育程度各異，受微相控制非均質性較強，平面物性差異較大，據統計陳3斷塊E1f1小層平面滲透率級差最大達91.9。從儲層物性測試資料分析，各砂層組的主力油層的滲透率明顯高于非主力油層，層間矛盾突出。受平面物性差異及層間非均質性影響，油藏注水開發后呈現2種相反的趨勢［3］:連通性好的砂體注水后，對應油井見效快，但含水上升也較快;而儲層橫向變化大、連通性差的砂體，邊緣注水見效差。

2 主要調整方法及效果

2.1 有序層系細分調整

為有效提高陳3斷塊E1f1油藏儲量動用程度，改善開發效果，在不同開發時期有針對性地進行了按自然砂層組細分、按砂體展布形態細分、按物性差異細分3種層系細分調整［4－6］。2001年將E1f1按自然砂層組細分為、2套開發層系，同時全面投入注水開發。調整后日產油從72.7 t/d上升到159.2 t/d，采油速度從0.73%上升到1.61%，大部分對應油井1～3個月見到注水效果，但有效期較短。2005年繼續按自然砂層組細分，將進一步細分為2套開發層系，實施分層注水，2套開發層系注采井網基本完善，采油速度在1.1%左右保持穩產，近4 a綜合含水率控制在60%～70%。隨著開發的不斷深入，層間、層內矛盾日益突出，部分注水井表現出較強的單層突進現象，產量隨含水上升而下降。

2009年以來，為減少層間矛盾，在沉積微相研究基礎上，對陳3斷塊E1f1各砂體儲量、有效厚度、層間級差及層間隔層分布等進行了分類評價，提出了層系的進一步細分。首先根據砂體展布形態細分 E1f11+2開發層系［3］，即含油帶較寬的～砂體作為一套開發層系(圖1)，其他非主力砂體～與組合作為另一套開發層系(圖2)。

圖1 陳3斷塊E1f11－1 ～E1f11－6開發層系井網

圖2 陳3斷塊E1f11－7～E1f11－11、E1f12開發層系井網

圖3 陳3斷塊E1f1含水與采出程度關系曲線

2.2 合理優化井網

圖4 陳3斷塊數值模擬E1f1理論模型

結合陳3斷塊E1f1油藏儲層非均質特征和油藏水淹特點，設計油藏數值模擬理論模型(圖4)，研究注采井距與含水上升的關系［9－10］。研究表明:在油藏保持相同采油速度條件下，井距越小越有利于控制含水上升，采收率也就越高。在保持單井相同產液量條件下，150～200 m井距有利于控制含水上升。在經濟條件許可的前提下，適當增加注采井數，同時嚴格控制單井生產壓差，是提高此類油藏開發水平的有效辦法。在此基礎上，針對含油面積較寬的油藏設計了3套矢量化井網進行數值模擬優化，以確定合理的井網形式:交錯排列井網、反五點法井網、反七點法井網。3套方案計算對比，綜合考慮含水上升速度及累計產油，推薦局部反七點法的布井方式(圖5)。

圖5 不同布井方式下含水率與采出程度對比

另外，對不同黏度比油藏的研究結果表明:原油黏度越大，無水采油期短，含水率上升快，相同含水時采出程度越低，大部分油在高含水期采出。陳3斷塊E1f1油藏地下原油黏度為27.8×10－3μm2，由于早期采用逐層上返的開發方式，單井上返時平均含水率為82%，一部分油井在還具有一定產能且未達到特高含水階段就調層，導致部分可采儲量損失，局部井間區域剩余油富集。2013年結合合理井網優化研究成果，在陳3斷塊實施加密調整，形成局部七點法井網，挖潛效果顯著，如構造邊部的陳3－110井，鉆遇油層2層7.4 m，初期日產油12.2 t/d，目前日產油8.9 t/d，含水率為28.1%。構造高部位的陳3－111井與鄰井井距小于100 m，鉆遇油層7層27.1 m，初期日產油11.3 t/d，目前日產油10.2 t/d，含水率為28.6%。目前標定采收率為31.8%，較細分前提高了3.8%。

2.3 開展精細注水調整

近年來，陳3斷塊E1f1立足注水穩油，從注采平衡原理入手，根據各層系實際地層壓降與注采比IPR關系及擬合曲線來確定合理注采比，回歸式計算出對應的合理注采比分別為0.56、1.25、0.80。結合前述層系細分與井網優化研究，開展精細注水，不斷細分完善注采井網，增加水驅方向，提高實際注采比，補充地層能量，擴大水驅波及體積［11－12］。

2.3.1 強化非主力層注水，減少層間矛盾

陳3斷塊E1f1各砂層組內的單砂體含油面積大小不一，層間矛盾突出，縱向上各砂體注水狀況不均。為有效提高水驅動用程度，強化非主力層注水，2009年E1f13增加注水井4口，構造高部位轉注2口，同時為了減少層間矛盾，采取分注、增注、調剖、堵水等多種進攻性措施，在控制主吸層吸水量的同時增加非主力層的吸水量，通過強化注采調整，陳3斷塊層系地層能量得到一定的補充，水驅開發效果變好，日產液量穩中有升，從93.4 t/d上升至189.3 t/d，日產油基本保持在40 t/d左右水驅控制程度由83.2%上升至90.4%，水驅動用程度由67.5%上升至70.1%。

2.3.2 內移注水井點，完善注采井網

2.3.3 開展切割注水試驗，初見成效

由于高部位油井注水受效差，在注水井內移的同時開展切割注水試驗［13－14］，選擇陳3－40—陳3－70、陳3－83—陳3－69、側陳3－29—陳3－43、陳3－98—陳3－44井投轉注，在、各形成2個行列式切割注水井組，實施后效果顯著:高部位油井見到注水效果，陳3－81井日產油從0.9 t/d上升至 2.7 t/d，含水率由 87.7%下降至71.1%;低部位油井由之前的單向注水受效變成雙向注水受效，有效提高注入水波及體積和驅油效率，陳3－6井日產油從2.6 t/d上升至4.5 t/d，含水率由83.9%下降至75.6%。

3 結論

(1)科學細分調整開發層系是改善多套油水系統層狀油藏開發效果的有效手段。

(2)早期注水是小斷塊油田保持長期穩產的重要途徑。對于窄條狀油藏，地層能量下降后，后期依靠注水補充難以大幅度恢復，應采取早期注水或注采同步，盡早根據砂體展布形態、含油帶寬度進行分層系精細注水，提高水驅動用程度，保持地層能量。

(3)要解決油藏“注不進、采不出”的問題，應以注水調整為中心，以水驅油，以網收油，建立有效的注采井網，強化注水提高儲量控制程度、增加可采儲量。

(4)對于油水黏度比較大的油藏，開發后期井間區域是主要的剩余油富集區之一，應重視合理井網井距研究，結合數值模擬和動態分析資料，加強井間加密調整。

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