甄家峁油區(qū)特低滲透長6油藏綜合調(diào)整治理

白惠文，肖鄂，寧濤，張帆(延長油田注水項目區(qū)管理指揮部，陜西 延安 716000)

1 甄家峁油田概況

甄家峁油區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中東部，主力油層為長6，疊合含油面積30.5 km2，地質(zhì)儲量2 143.02×104t，儲量豐度70.26×104t/km2，2000年開始投入開發(fā)，2005年進入大規(guī)模開發(fā)階段，2006年產(chǎn)量達到歷史高峰，年產(chǎn)原油20.7×104t，2007年開始無新井開發(fā)后產(chǎn)量快速遞減，2010年開始注水，但仍未有效扭轉(zhuǎn)遞減趨勢，到2015年產(chǎn)量降為9.1×104t，年平均遞減率達11.5%以上。

甄家峁油田開發(fā)以來一直依靠自然能量開采，地層能量虧空嚴重，原始地層壓力為12 MPa左右，2014年降至3.9 MPa。加之該油田注采井網(wǎng)不合理、注采對應(yīng)率低、地面基礎(chǔ)配套差、井筒狀況差等原因致使開發(fā)效果逐年變差。亟需重新認識油藏，轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，精細調(diào)整治理，建立有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，達到科學(xué)注水、有效注水。

2 綜合調(diào)整治理方法

2.1 精細地質(zhì)研究

甄家峁油區(qū)長6層厚度在110～150 m之間，先前將長6油層組自下而上分為4個亞油層組(長64、長63、長62、長61)，其中主力油層組長61，將長61油層細分為長C61-1和長C61-2含油小層。為了達到精細刻畫儲層的目的，將甄家峁油區(qū)主力開發(fā)層系精細劃分到單砂體，如圖1所示為雙501-3井組的單砂體劃分的標準圖，主要含油層系長C61-1和長C61-2，原標準將50 m的地層劃分為兩套小層，每套小層約25 m，為了滿足精細注水開發(fā)的要求，將兩套小層C61-1、C61-2共細分劃為7套單砂體(C61-1①、C61-1②、C61-1③、C61-2①、C61-2②、C61-2③、C61-2④)，每套單砂體平均厚度約7 m。通過精細小層劃分，建立研究各小層的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫。

圖1 甄家峁油區(qū)單砂體劃分標準

2.2 優(yōu)化注采井網(wǎng)

甄家峁油區(qū)采用“多點溫和、點弱面強”注水思路進行調(diào)整，其原理就是將已有采油井通過轉(zhuǎn)為注水井，把原來少井點、強注水、高產(chǎn)出的注水方式轉(zhuǎn)變?yōu)槎嗑c、弱注水、穩(wěn)產(chǎn)出的多點溫和注水方式。

甄家峁油區(qū)目前井網(wǎng)極不完善，在原有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上靈活調(diào)整，采用不規(guī)則的反九點和反七點法相結(jié)合的面積注水方式。在研究區(qū)內(nèi)選取49口油井進行轉(zhuǎn)注，注采井數(shù)比由1:4.5提高至1:2.6。其次，在注采井網(wǎng)完善后，對于有注無采、有采無注井進行調(diào)層、補孔措施。例如，注水井雙419井原層位長61-1孔段1 513～1 519 m，該注采井組內(nèi)對應(yīng)油井雙419-2、雙419-4射開層位為長61-2、長62-1，注采不對應(yīng)，因此對雙419井長61-2、長62-1進行補孔。完善井網(wǎng)后水驅(qū)面積增加10 km2，補孔措施后長61的水驅(qū)控制程度由78.9%上升到95.9%，長62的水驅(qū)控制程度由59.9%上升到71.4%，提高注采對應(yīng)率及水驅(qū)控制程度。另外，在配注優(yōu)化方面，差異配注，實施溫和注水政策，日注水量從851 m3/d提高至1 860 m3/d。

2.3 優(yōu)化配套工藝

2.3.1 措施規(guī)模優(yōu)化

通過歸類統(tǒng)計、分析總結(jié)同類型油田運用的開發(fā)手段[1]，對最佳射開程度及措施規(guī)模進行了研究量化，形成了甄家峁油藏改造方式、規(guī)模推薦表，如表1所示，在甄家峁油區(qū)進行了實踐，并取得了良好的效果。

表1 長6油藏改造方式、規(guī)模推薦表

2.3.2 注水參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)達西定律，考慮啟動壓力梯度影響，注水井注水強度公式中注水強度與注水井井底流壓有關(guān)，計算出注水強度上限[2]，再結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)確定適合的注水強度，甄家峁油田合理的注水強度 2.40～6.53 m3/(d·m)。并根據(jù)動態(tài)變化情況實時調(diào)整，地層壓力保持在100%～110%之間。

3 優(yōu)化效果

3.1 開發(fā)技術(shù)指標持向好

經(jīng)過幾年來的綜合治理，甄家峁油田自然遞減率、綜合遞減率由2015年的-5.45%、-5.65%分別下降到2019年-7.15%、-7.16%；油區(qū)含水上升率控制在2%以內(nèi)；水驅(qū)控制程度從2015年的69.6%上升至2019年的89.6%；多向受益從2015年的44.8%提高到2019年的81.2%；地層壓力保持水平從2015年的60.8%上升至2019年的70.8%，各類開發(fā)指標明顯好轉(zhuǎn)。

3.2 油區(qū)產(chǎn)量逐步上升，單井產(chǎn)量大幅提高。

2015年開始通過實施綜合調(diào)整治理研究后，油區(qū)日產(chǎn)油從230 t上升到381 t，單井日產(chǎn)油從0.74 t/d上升到1.54 t/d，實現(xiàn)了較好的開發(fā)效益。

4 結(jié)語

(1)通過精細小層對比劃分，將主力開發(fā)層系精細劃分到單砂體，為油田精細注水開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

(2)通過完善原有注采井網(wǎng)，提高注采井數(shù)比，差異配注，整體平衡，建立起有效壓力驅(qū)替系統(tǒng)，均衡補充了地層能量。在實際開發(fā)過程中，更注重注水調(diào)整過程控制，建立并應(yīng)用注水調(diào)整跟蹤反饋完善體系，確保油藏高效開發(fā)。

(3)通過對措施規(guī)模優(yōu)化、注水參數(shù)優(yōu)化，有效提高了油藏的水驅(qū)控制程度和水驅(qū)效率，達到了增產(chǎn)和提高油藏掃油效率的目的。