李 秀 劉成文 王 鋒 楊 嬙 梁鳳鳴

（延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 榆林 719000）

1 概況

鄂爾多斯盆地大地構(gòu)造位置處于我國(guó)東部構(gòu)造域與西部構(gòu)造域接合部位，古生代時(shí)屬大華北盆地的一部分，中生代后期逐漸與華北盆地分離，并演化為一大型內(nèi)陸坳陷盆地［1］。根據(jù)盆地現(xiàn)今的構(gòu)造形態(tài)、基底性質(zhì)及構(gòu)造特征，鄂爾多斯盆地可劃分為伊盟隆起、渭北隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、晉西撓褶帶和陜北斜坡6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元。

油氣主要分布于盆地內(nèi)部的天環(huán)向斜和伊陜斜坡兩個(gè)構(gòu)造單元內(nèi)，北部以含氣為主，南部以含油為主［2］。占盆地總面積1/2的伊陜斜坡構(gòu)造單元，處于盆地中部，總體上東高西低，平均坡降為10～12 m/km，傾角不到1°，其上發(fā)育一系列幅度較小的鼻狀隆起，很少見(jiàn)幅度較大、圈閉較好的背斜構(gòu)造發(fā)育，研究區(qū)即位于該斜坡中部（見(jiàn)圖1）。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃與研究區(qū)位置圖

2 產(chǎn)量變化及遞減規(guī)律分析

從2006年到2009年，處于長(zhǎng)6層產(chǎn)能建設(shè)時(shí)期，油井?dāng)?shù)量增加，產(chǎn)能整體增加。2010年到2013年期間，研究區(qū)長(zhǎng)6層月產(chǎn)量由于2009年開(kāi)始大面積注水，產(chǎn)能達(dá)到最高值，并且保持在2 200 t左右，月產(chǎn)油在高點(diǎn)左右平穩(wěn)波動(dòng)，含水基本保持在80%左右。從2013年到2018年期間，區(qū)域長(zhǎng)6層油井開(kāi)井?dāng)?shù)基本不變，產(chǎn)油量明顯下降。從2018年開(kāi)始區(qū)域開(kāi)井?dāng)?shù)逐年下降，月產(chǎn)液下降，月產(chǎn)油下降到目前的1 000 t左右，研究區(qū)綜合含水由于高含水井的關(guān)停，綜合含水也從上階段的81%下降到79%。

選取生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)、較連續(xù)的生產(chǎn)井進(jìn)行分析，由于初期產(chǎn)能數(shù)據(jù)缺失，無(wú)法分析初期產(chǎn)能變化，從2016年后單井產(chǎn)油變化曲線(xiàn)（見(jiàn)圖2）可以看出，目前連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)的生產(chǎn)井基本都是低產(chǎn)能的間抽井，2016年全面注上水后，單井月產(chǎn)油量數(shù)據(jù)基本無(wú)變化，后期靖31094-03、靖37175-02和靖37178-01等井月產(chǎn)油量比較跳躍，考慮是月生產(chǎn)時(shí)間的原因，整體上間抽井供液不足。處于砂體邊部的井，單井月產(chǎn)能未表現(xiàn)出明顯的注水受效，且生產(chǎn)后期產(chǎn)能下降較快。

圖2 研究區(qū)長(zhǎng)6油藏單井月產(chǎn)油變化曲線(xiàn)

對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)6油藏自2006年開(kāi)發(fā)以后的數(shù)據(jù)進(jìn)行遞減率分析（見(jiàn)圖3），2006年到2012年底，隨著區(qū)域長(zhǎng)6開(kāi)井?dāng)?shù)的增加，月產(chǎn)油量呈上升趨勢(shì)。2014年開(kāi)始月產(chǎn)量遞減，平均月遞減率為0.38%，對(duì)區(qū)域產(chǎn)量遞減擬合，屬于調(diào)和遞減（見(jiàn)圖4）。從2019年6月開(kāi)始，月遞減率增大為1.58%。但在近5個(gè)月，產(chǎn)量有上升的趨勢(shì)，區(qū)域月產(chǎn)液不變，綜合含水下降，產(chǎn)量小幅度上升。

圖3 研究區(qū)長(zhǎng)6油藏月產(chǎn)油變化曲線(xiàn)

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)6層遞減曲線(xiàn)擬合

3 含水變化及注水開(kāi)發(fā)效果分析

3.1 研究區(qū)含水變化

從研究區(qū)長(zhǎng)6油藏綜合含水變化曲線(xiàn)（見(jiàn)圖5）可以看出，生產(chǎn)初期含水率較高，達(dá)到了86%，之后含水率一直逐漸下降，結(jié)合長(zhǎng)6層的綜合開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)可以看出，2009年至2017年綜合含水下降并不是因?yàn)閰^(qū)域關(guān)停井增多，該階段區(qū)域內(nèi)油井開(kāi)井?dāng)?shù)基本穩(wěn)定在250口左右，2017年以后長(zhǎng)6層的綜合含水下降是因?yàn)閷?duì)區(qū)域高含水的低效井關(guān)停和間抽，綜合含水有所下降，目前長(zhǎng)6層開(kāi)井的綜合含水保持在78%左右，處于高含水率采油期。

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)6油藏月含水變化曲線(xiàn)

截至2021年12月，研究區(qū)長(zhǎng)6層綜合含水小于20%的 井 占3.27%，含 水20%～60%的 井 占25.49%，含水60%～80%的井占41.83%，含水大于80%的井占29.41%，長(zhǎng)6油井含水處于中高含水階段（見(jiàn)表1、圖6）。

表1 研究區(qū)長(zhǎng)6油藏含水分級(jí)統(tǒng)計(jì)表（2021年12月）

圖6 研究區(qū)長(zhǎng)6油藏含水分類(lèi)圖（2021年12月）

通過(guò)研究區(qū)目前開(kāi)采長(zhǎng)6層的153口井的綜合含水，繪制了區(qū)域含水等值線(xiàn)圖，通過(guò)等值線(xiàn)圖可以看出，目前區(qū)域的西南部綜合含水相對(duì)較低，而研究區(qū)的東南部靖31096和井32025井區(qū)綜合含水相對(duì)較高。

3.2 注水開(kāi)發(fā)效果分析

注水開(kāi)發(fā)油田的注水利用率直接影響著水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，而耗水率、存水率和水驅(qū)指數(shù)是評(píng)價(jià)油田開(kāi)發(fā)注水利用率的重要指標(biāo)之一。

3.2.1 存水率。存水率是指未采出的累積注水量與累積注水量之比，具體如式（1）所示，存水率越高，注水利用率越高［3］。

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

從存水率圖版變化曲線(xiàn)（見(jiàn)圖7）可以看出，研究區(qū)長(zhǎng)6層從2006年開(kāi)始注水以來(lái)，存水率總體呈上升趨勢(shì)，說(shuō)明波及體積變大，注入水利用率增大，目前長(zhǎng)6層累計(jì)存水率為0.43。

3.2.2 耗水率。耗水率是指注水開(kāi)發(fā)油田每采出1 t原油所伴隨采出的水量，具體如式（2）所示。耗水率低說(shuō)明注水利用率高，可減少注水量，降低注水成本［4］。

式中：Wp1為產(chǎn)水量，m3；Q0為產(chǎn)油量，m3；h為耗水率，%。

通過(guò)將研究區(qū)長(zhǎng)6層的耗水率隨采出程度的變化曲線(xiàn)與理論圖版進(jìn)行擬合，可以發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)6油藏注水開(kāi)發(fā)之后耗水率有所下降，說(shuō)明注水利用率高，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果較好，之后階段耗水率有上升的趨勢(shì)，注水利用效果偏弱（見(jiàn)圖7）。

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)6耗水率圖版

3.2.3 水驅(qū)指數(shù)。水驅(qū)指數(shù)是指油藏的存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比［5］，具體如式（3）所示。

式中：Bo為油的體積系數(shù)；Np為累積產(chǎn)油量，m3；Wi為累積注水量，m3；Wp為累積采水量，m3。

截至2021年12月，研究區(qū)長(zhǎng)6層目前綜合含水78%，水驅(qū)指數(shù)為3.3。在理論上，當(dāng)水驅(qū)指數(shù)小于0時(shí)，存水率為0，表明注入水沒(méi)有起到水驅(qū)的效果。當(dāng)水驅(qū)指數(shù)大于1時(shí)，則進(jìn)入強(qiáng)化水驅(qū)階段，而采出原油在地下的體積小于地下注入水體積的凈增量。當(dāng)水驅(qū)指數(shù)介于兩者之間時(shí)，水驅(qū)指數(shù)越大，表明注入水驅(qū)油效果越強(qiáng)。研究區(qū)自2013年開(kāi)始水驅(qū)指數(shù)呈快速上升趨勢(shì)，達(dá)到目前的3.3，表明長(zhǎng)6層需進(jìn)入強(qiáng)化水驅(qū)階段（見(jiàn)圖8）。

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)6層水驅(qū)指數(shù)圖版

4 結(jié)論

①長(zhǎng)6油藏含水飽和度高，初期開(kāi)發(fā)就達(dá)到高含水開(kāi)發(fā)期。

②長(zhǎng)6油藏關(guān)停井較多，目前停產(chǎn)井共314口，以低效關(guān)停井居多。

③結(jié)合目前注采對(duì)應(yīng)性來(lái)看，目前長(zhǎng)6油藏注采井網(wǎng)不完善，累計(jì)注采比為1.8，地層壓力保持水平較好，但是由于各區(qū)域油層厚度不一，油井大部分在油層厚的區(qū)域，水井大部分在油層薄的區(qū)域，導(dǎo)致面積注水井網(wǎng)不規(guī)則。目前，井網(wǎng)對(duì)油層主要發(fā)育區(qū)域已有一定控制，但難以形成規(guī)模井網(wǎng)，導(dǎo)致長(zhǎng)6油藏整體壓力系統(tǒng)不均衡。

④長(zhǎng)6油藏注水井組較多，但從注水效果分析來(lái)看，在高注采比情況下，多數(shù)井組注水效果不明顯，提高注水有效性是下一步工作的重點(diǎn)。

⑤從注水效果評(píng)價(jià)來(lái)看，注水開(kāi)發(fā)形式好轉(zhuǎn)，下一步需進(jìn)入強(qiáng)化水驅(qū)階段。