青陽岔油區長2油藏水驅開發效果及調整治理對策

邢強薛金泉曾俊程妮謝利成

（1．延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西 延安 716000；2．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 716075）

青陽岔油區長2油藏水驅開發效果及調整治理對策

邢強1薛金泉1曾俊2程妮1謝利成1

（1．延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西 延安 716000；2．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西 西安 716075）

青陽岔油區長2油藏三權回收井較多，各種鉆井資料和動靜態資料嚴重缺失，地質認識程度較低。本文在精細油藏描述的基礎上，對現階段水驅開發效果進行綜合評價，研究制定了開發調整思路及相關技術政策。開發效果評價結果表明：長2油藏現井網條件下注采完善程度低，水驅控制和動用程度低，開發水平低于同類型油藏。下步需立足于現有注采井網，通過低無效井轉注增加注水井點，提高油井受控程度；同時通過油水井對應補孔、酸化、調驅等工藝措施對油藏進行綜合治理，改善水驅開發效果。

長2油藏；開發效果；水驅控制；調整治理

1 油藏地質及開發概況

靖邊油田青陽岔油區位于陜西省靖邊縣東南部的青陽岔鎮及小河鄉轄區內，油區內以長2油藏為主力油層。長2油藏包括青陽岔主塊和鄭寺-坤祥山油田，含油面積69.73Km2,石油地質儲量5598×104t，標定采收率22.0%，沉積類型為三角洲平原亞相，平均孔隙度15.85%，平均滲透率24.63×10-3μm2，屬中孔低滲構造-巖性復合油藏。

長2油藏勘探工作始于1989年，早～中期階段可延續到2002年，基本以民間市場化開采為主，此階段投產了大部分油井，井網格局已基本形成。2003年以后地質市場收歸延長油公司，2004年開展注水試驗，2006年編制了注水開發方案，2007-2008年轉注和新鉆部分注水井，油藏進入局部人工水驅開發階段。截止2014年底，油藏共有油水井1123口，綜合含水89.3%，累計產油440.50×104t，累計注水612.7×104m3；采油速度0.26%，地質采出程度7.87%。

2 水驅開發效果

2.1 層系、井網適應性評價

（1）層系適應性評價

長2油藏油氣分布及主力產油層基本都集中于頂部的長21，長21油藏儲層單一，包含長21-1、長21-2、長21-3三個小層。其中長21-1小層地質儲量2957.4×104t，儲量比例52.9%，在青陽岔主塊和鄭寺-坤祥山油田普遍分布；長21-2小層地質儲量1710.12×104t，儲量比例30.5%，僅在青陽岔主塊分布；長21-3小層地質儲量930.52×104t，儲量比例16.6%，在鄭寺-坤祥山南部和主塊不連片分布。由于長21-1和長21-2油藏構造形態、儲層物性、油水分布、原油性質都基本一致，長21-3分布不連片，不具備獨立開采的價值，因此從地質因素看，目前長21按照一套層系開發是合適的。

（2）井網適應性評價

截止2014年底，內長2油藏共有采油井922口，開井645口；注水井201口，開井167口%，總井數和開井數的注采井數比分別為1：4.6和1：3.9。按不規則面積井網劃分，注采井距＜350m，平均井距250m，全區劃分注采井組167個。按總井數劃分，受控油井694口，受控比例75.3%，其中單向受控井385口，占受控井總數的55.5%；按開井數劃分，受控油井511口，受控比例為79.22%，其中單向受控井252口，占受控井總數的49.31%。

可以看出，現有井網狀況和井網條件下，油水井利用率較低，注采井數比低，注采完善程度低。

2.2 地層能量保持狀況評價

長2油藏原始地層壓力8.64 MPa，平均飽和壓力1.11MP。從壓力測試結果看，目前平均地層壓力2.09MPa，平均壓力梯度僅0.808 MPa/100m，小于0.980 MPa/100m，平均壓力系數僅0.26，表明青陽岔區長2油藏目前地層壓力低，地層能量存在嚴重虧空。

2.3 水驅狀況評價

（1）水驅控制程度

青陽岔區長2油藏有許多三權回收井，射孔層位和厚度不清，因此無法用常規的注采連通程度來表示水驅控制程度。本次研究采用概算法進行水驅控制程度的計算，該方法的理論基礎是水驅控制程度與注采井數比、砂體規模和井網密度有關。計算公式如下：

式中：

s——水驅控制程度；

ε——采油井數/注水井數；

λ——油藏非均質特征正常數；

j——注水方式特征參數，即井網系統單井控制面積與井距平方間的換算系數（四點與七點j=0.866，五點與九點j=1）；

a一平均井距，m；

A一油砂體面積或獨立注采單元面積，km2

結合青陽岔油田的地質條件和注水控制的含油范圍的大小，并考慮到目前井網特征，公式中各計算參數取值為：ε取4.39（采油井開井645口，注水井開井147口），λ取0.105，A取0.95，j取0.866，a取250，通過以上參數計算得到的水驅控制程度值為66.7%。

（2）水驅動用程度

由于青陽岔長2油藏井網完善程度低，吸水剖面資料少，且目前為邊底水和人工水驅混合驅動，無法利用吸水剖面法計算水驅動用程度程度。本次研究采用丙型水驅特征曲線方法確定水驅動用程度。

丙型水驅特征曲線的數學表達式為：

圖1 長2油藏甲型水驅特征曲線

圖2 長2油藏含水與采出程度關系曲線

其中：LP——累積產液量，×104t；

NP——累積產油量，×104t；

NOM——可動油儲量，×104t；

N——地質儲量，×104t；

ROM——儲量動用程度，小數。

長2油藏的地質儲量為5598×104t,根據相滲曲線確定的束縛水飽和度為37.0%，殘余油飽和度為29.0%；丙型水驅特征曲線的數學表達式為Lp/Np=2.7852+0.0009Lp,其斜率B*為0.0009。因此，根據以上公式計算出的水驅儲量動用程度為36.8%。

2.4 采收率分析及評價

采用甲型水驅特征曲線和童氏圖版計算青陽岔長2油藏實際采收率分別為15.86%和19.5%，從圖中可以看出，與理論采收率22.0%相比較，目前長2油藏實際采收率值是偏低的，開發效果在同類型油藏中屬較低水平。(見圖1、圖2)

2.5 水驅開發效果綜合評價

綜合以上分析，根據水驅指標、地層能量指標、采收率指標，結合油藏目前產油能力，參照石油行業低滲透油藏開發水平分類標準，青陽岔油區長2油藏開發水平為三類。

表1 青陽岔油區長2油藏開發指標評價表

3 調整治理對策

3.1 開發調整技術政策

（1）開發方式、開發層系及井網方式

開發方式：根據取心井靖探296井水驅油試驗結果，長2無水期驅油效率為24.9%，最終水驅油效率為54.8%，表明注水開發仍是長2油藏最合適的開發方式。

表2 靖探296井水驅油數據表

開發層系：從層系適應性評價來看，按照目前的一套開發層系是合適的，無需進行層系調整。

井網方式：長2油藏基礎井網以不規則三角形井網為主，注水開發時選擇了點狀不規則注水方式或局部不規則面積注水。根據目前井網密度和注采井距，注采井網不可能進行大的調整，仍采用不規則點狀或面積注水方式。

（2）注采井距

利用低滲透油藏極限控制半徑計算公式：

長2油藏平均滲透率24.63×10-3μm2，平均地下原油粘度7.8mPa.s，生產壓差按8.59MPa計算（合理地層壓力為原始地層壓力的110%，合理流壓為飽和壓力的2/3），據此計算出的極限井距為110m，考慮裂縫延伸長度，則平均注采井距為247m。

目前青陽岔長2油藏絕大部分井為三權回收井，井網不規則，最大、最小井距分別是332m、57m，平均井距250m，基本滿足注水開發的需要，無需進行大規模井網加密。

（3）井網密度

根據我國144個油田或開發單元的實際資料，當流度小于5時，最終采收率與井網密度的經驗公式如下：

式中：

ED—采收率，小數；

s—井網密度，ha/well；

長2油藏平均滲透率為24.63×10-3μm2，地層原油粘度為7.8mPa.s，流度為3.16×10-3μm2/mPa.s。據此，按注水開發最終采收率為22.0%計算，相應的井網密度為16.9口/km2。

（4）注采比依據注采平衡原則，低滲油藏年注采比要保持在1.0-1.5之間。具體到青陽岔長2油藏，目前地層壓力水平低，注采比僅0.71，需要增加注水井點和注水量，另外考慮到無效注水、裂縫竄流等因素，建議現階段注采比整體上要保持在2.0-2.5之間。

3.2 調整治理對策

針對開發中存在的注采完善程度低、水驅動用低、采出程度低等問題，長2油藏下步調整治理的思路是：以提高水驅控制程度為主線，以提高油藏產油能力為目標，通過完善、優化注采井網，調整注水、產液結構，努力改善注水開發效果。

具體調整治理對策：

（1）優選部分低無效油井轉注，增加注水井點，進一步完善注采井網；

（2）對因未射孔或隔夾層影響而造成小層注采不對應的井組，利用油水井對應補孔完善注采關系；

（3）對由于注水井層內指進引起油井高含水的井組，對注水井采取深部調驅措施，擴大注入水波及體積，改善水驅效果；

（4）優選部分受控不見效的低產油井實施酸化引效措施。

首批調整治理工作量如下：