李亞婷，晉 月，李小偉，李琳琳，鄭高增

(延安大學 石油工程與環(huán)境工程學院，陜西 延安 716000)

S區(qū)塊位于黃陵西北部，區(qū)域面積125 km2，長6油層的鉆探始于2001年，油井數(shù)433口，注水井122口，日產(chǎn)油93.19 t，日產(chǎn)液173 m3。截至2011年12月底，共完成以長6為主的各類探井共43口，獲工業(yè)油流井11口[1-4]。國內(nèi)注水評價指標有單指標[5-6]和多指標評價方法[7-8]，單指標方法過于單一，多指標評價因素眾多，評價方法靈活。針對研究區(qū)生產(chǎn)井的生產(chǎn)特點，通過注采參數(shù)，注水方式，注采比進行分析，注水時效低、注采連通率低，采用存水率變化規(guī)律和水驅(qū)效果評價方法對開發(fā)動態(tài)進行分析。本文對黃陵地區(qū)S區(qū)塊油層進行動態(tài)分析，該研究區(qū)非均質(zhì)性嚴重，地質(zhì)情況復雜，開發(fā)難度大，確定合適的開發(fā)方式[9]，最終優(yōu)選井網(wǎng)部署，提高油田整體開發(fā)效益，為社會創(chuàng)造價值。

1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 油藏地質(zhì)特征

S區(qū)塊油藏類型分為兩種：砂巖上傾方向尖滅油藏和砂巖上傾方向致密遮擋油藏。濁積水道與水道間泥巖互層，形成巖性尖滅遮擋，濁積水道與致密層或干層互層，形成致密物遮擋油藏(圖1)。濁積水道為沉積微相“甜點”，發(fā)育的儲層物性較好，為優(yōu)質(zhì)儲層，油氣分布比較集中。整體上長6油藏儲層為低孔低滲透，油水同層較多，無明顯油水邊界。長6為目前主力開發(fā)層，儲層巖性主要為淺灰色，灰綠色細粒砂巖，長6儲層孔隙度一般介于1.9%～16.4%之間，滲透率一般介于(0.02～7.01)×10-3μm2。

圖1 黃陵地區(qū)S區(qū)塊油藏剖面圖

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀分析

根據(jù)2013年試油試采井數(shù)據(jù)分析，研究區(qū)試油井日產(chǎn)液與日產(chǎn)油比值為6.32，含水率較高，為78.14%，前期的試油井顯示了良好的開端。2017年底，統(tǒng)計采油井433口，研究區(qū)主力油層為長61，長64，根據(jù)投產(chǎn)新井數(shù)據(jù)分析，初月含水量較高，達到50%以上，產(chǎn)量遞減快，從初月的1.2 t/d，到1年后下降為0.25 t/d，需要部署水井補充地層能量。

1.3 試采特征分析

研究區(qū)試油結果一主力產(chǎn)層長6為主，試油井43口，獲得工業(yè)油流的井油19口，低產(chǎn)油流的井油16口，只產(chǎn)水的井油8口。工業(yè)油流的下限標準為1.0 t/d。試油井主要部署在研究區(qū)北部如上171井，上172井，槐14井，工區(qū)南部6口井，也獲得了工業(yè)油流。收集生產(chǎn)井投產(chǎn)初期試采數(shù)據(jù)，長62試采量為0.74 t，長63試采量為0.76 t，這2個層試采量最高，整體含水量為60%左右，個別含水量達到66%。

1.4 生產(chǎn)現(xiàn)狀分析

圖2為收集433口井試油試采數(shù)據(jù)，分析新投產(chǎn)層數(shù)，分析歷年投產(chǎn)變化和補孔壓裂直方圖。開采特征主要出現(xiàn)2個峰值，在2014年規(guī)模逐漸上升。新投井數(shù)達到79口，出現(xiàn)1個峰值；2015年所投層數(shù)和所投井數(shù)有所下降，2016年又達到新的峰值，新投井數(shù)達到90口，月產(chǎn)油也達到高峰，在其他時間段出現(xiàn)低值(圖2)。研究區(qū)注水區(qū)域產(chǎn)量不佳，注采連通率不高，注水效果較差，產(chǎn)量的影響因素主要取決于新投井產(chǎn)量。

圖2 S區(qū)塊歷年投產(chǎn)及補孔直方圖

2 注水開發(fā)效果評價

2.1 注水參數(shù)運行評價

從2013年開始，分析歷年開井數(shù)、平均月注水量、注水強度等，總結注水方面的技術成果，評價注水開發(fā)效果，提高采收率，提高產(chǎn)量。研究區(qū)注水開井數(shù)從2013到2021年從18口持續(xù)增加到108口，水井利用率僅為70%，利用率較低，2014年單井日產(chǎn)量為8.2 m3，2021年降至3.8 m3，單井注水量平均5.2 m3，注水時效低，影響注水開發(fā)效果(圖3)。根據(jù)注水強度數(shù)據(jù)分析，平均注水強度0.32 m3/(m·d)，參照延長石油其他油田注水數(shù)據(jù)，延長組最佳注水強度在1.6～2.1 m3/(m·d)，研究區(qū)注水強度小于標準強度，所以本區(qū)大部分注水井強度偏小。原因是研究區(qū)注水設備老化、損壞或破損影響注水效率。

圖3 平均單井日注水曲線圖

2.2 注水方式

S區(qū)塊整體屬于低孔低滲，注水方式有3種：滯后注水、同步注水和超前注水。超前注水應用比較普遍，既補充地層能量，又保持一定地層壓力，不會引起水淹，因此，采用超前溫和注水方式，提升驅(qū)油效率，提高最終采收率。隨著地層壓力上升，日產(chǎn)油幅度逐漸增大。從圖4可以看出，滲透率為2.0 mD，地層壓力由原始地層壓力的1.1倍上升到1.2倍時，日產(chǎn)油幅度增大較高，之后地層壓力逐漸增加時，日產(chǎn)油幅度基本不變。因此，地層壓力/原始地層壓力為1.2倍時，為超前注水合理壓力水平(圖4)。達到相同地層壓力時，注入孔隙體積倍數(shù)和滲透率成反比。

圖4 超前注水時不同壓力系數(shù)下油藏壓力提高倍數(shù)

2.3 注采比評價

統(tǒng)計注水區(qū)域每個井組累計注采比為0.07～1.84，平均為1.08。注采比較大井組主要受到井網(wǎng)部署不完善，注采比較低的井組主要受到水淹影響。本區(qū)主要長6整體注采比較低，需加強注水。井距直接影響采收率，當井距為246～621 m，油層連通率最好。本研究區(qū)采通關系復雜，注水效果不明顯的主要原因是注采連通率小，做好注水工作前提是提高注采連通率。

2.4 存水率變化規(guī)律分析

存水率是評價注水開發(fā)重要指標，隨著原油采出量增加，綜合含水率上升，注入水不斷倍采出，含水率越高，排水率越大，存水率越小，水驅(qū)油效果變差。累積存水率是衡量注水開發(fā)油田水驅(qū)開發(fā)效果的重要指標，該指標越大，反映水驅(qū)開發(fā)效果越好。

(1)

式中：Wf為存水率(%)；Wi為累積注水量(m3)；Wp為累積產(chǎn)水量(m3)。

分別計算了黃陵地區(qū)S區(qū)塊存水率和理論存水率(圖5)，在預定最終采收率(Rm)不同情況下，隨著采出程度的增大，存水率逐漸上升，實際值低于標準值，區(qū)塊整體能量呈緩慢恢復趨勢，下一步需要強化注水評價油藏注水利用狀況。

圖5 S區(qū)塊采出程度與存水率關系曲線

2.5 水驅(qū)效果評價

水驅(qū)控制程度是衡量注水開發(fā)效果的重要指標，水驅(qū)控制程度是通過水驅(qū)控制儲量與總地質(zhì)儲量之比進行研究，水驅(qū)控制儲量為注水能波及的區(qū)域的儲量，平面上有水井控制。利用公式(2)計算，本研究區(qū)長6水驅(qū)控制程度平均值為24.74%(表1)。

E=Aw×Ωo×a/N，

(2)

式中：E為水驅(qū)控制程度(%)；Aw為水驅(qū)面積(km2)；Ωo為儲量豐度(104t/km2)；a為注采連通率(%)；N為地質(zhì)儲量(104t)。

表1 黃陵地區(qū)S區(qū)塊水驅(qū)控制程度

3 井網(wǎng)適應性評價

S區(qū)塊采用菱形反九點井網(wǎng)，油井效果不好的原因為注采井距過大，注水強度小，驅(qū)替壓力不足，在注水量小的前提下，需調(diào)整現(xiàn)有井網(wǎng)進行局部調(diào)整完善。具體方法如下：1)研究區(qū)圈定范圍和儲量邊界基本一致，無須擴邊開發(fā)；2)研究區(qū)邊部未注水井組實施油井專注；3)研究區(qū)局部區(qū)域增加油井和注水井，完善井網(wǎng)系統(tǒng)。

研究目前油井動用生產(chǎn)層，分析各個層儲層動用情況(表2)，主力油層長63動用程度很高，主要集中在研究區(qū)中部和東北部區(qū)域，長63-2石油儲量為645×104t；長62動用程度次之，長62-2石油儲量為548×104t；而長61動用程度不高。

表2 黃陵S區(qū)塊分層儲量動用狀況表

4 結論

研究區(qū)油藏類型分為兩種：砂巖上傾方向尖滅油藏和砂巖上傾方向致密遮擋油藏。研究區(qū)注水利用率低，僅為70%；注水強度小，平均注水強度0.32m3/(m·d)，注水設備破損。本區(qū)采用超前溫和注水，采通關系復雜，注水效果不明顯的主要影響因素是注采連通率?。婚L6水驅(qū)控制程度平均值為24.74%。本區(qū)采用菱形反九點井網(wǎng)，分析各個層儲層動用情況，長63儲層動用程度最高。