延安组油层井网部署

李海燕

【摘要】4930油区地质储量为2524.77万吨，主要分4+5、长6、延6、延9共4个主力油层。其中4+5层为953.9万吨，长6层为370.37万吨，长4+5和长6地质储量合计1324.07万吨。延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6油层为410.49万吨，延9油层为621.12万吨。从含油面积看，延安组与延长组叠合区域占较大部分，叠合储量约为900万吨。采用两套层系两套井网开发，即延安组为一套井网，延安组以完善现有的井网系统为主，在有利部位部署新油井，将部分油井转注，同时打新注水井，采用点状注水开发，以保持地层压力，延6层和延9层的叠合部分考虑合采分注。

【关键词】延安组 井网部署

1 延安组开采现状分析

延安组总井数133口，其中，延6有24口，延7有2口（产水关井），延8有12口，延9有95口。延6油井17口，出纯水的井7口；延8油井8口，出纯水的井4口；延9油井82口，出纯水井13口，主力油层为延6层和延9层。

为了分析产能变化规律，对主力层延6和延9油井的生产动态进行了分析，延6初期平均产量为10.34t/d，稳定期平均产量为4.09t/d，延9初期平均产量为7.96t/d，稳定期产量4.21t/d。说明延6初期产量比延9高。

2 延安组油层井网部署

2.1 井网形式

根据鄂尔多斯盆地侏罗系油藏多年来的开发经验，结合延安组油藏的特点，确定延安组依据地层能量情况，采用点状注水的开发方式，井距为280-320m，井网密度11口/ km2左右。注水井射开阶段尽量选择在隔夹层以上，提高注水利用率。

2.2 方案设计

延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6为410.49万吨，延9为621.12万吨。总动用地质储量为876万吨，其中延6动用地质储量318万吨，延9动用地质储量为558万吨，含油面积18.39km2，动用面积16.06km2，动用率87.34%。

目前延6油层有23口井（11口产油），延9油层有油井80口（64口产油），延安组目前采油速度为2%。

延安组方案设计原则为：优先动用储层物性好，底水能量充足的延9油层和延6油层。考虑到部分区域延6和延9油层叠合，采用延6和延9油层合采分注开发，注水时机为同步注水，注采比1：1。

总体方案总井数134口，其中，老井83口，老井中油井68口，转注井15口，新井51口，新井中油井33口，注水井18口。合采的油井42口。年产量为14.71万吨，按动用储量计算，采油速度为1.68%。

分5各区域，进行了配产设计，有关数据见表1。

3 延6油层和延9油层合采方案

分东南部、东部、东北部、中部、西北部5个井区，分别进行了方案设计。3.1 中部延安组井网部署

中部延安组地层能量比较充足，目前生产状况较好，单井产量高，生产一年时注水，即2010年上半年开始注水。方案设计新打油井10口，新打注水井7口，总井数61口，其中油井46口，注水井15口，老井44口，老井中采油井36口，转注井8口。延6和延9合采的油井30口，井网部署如图5-2，配注量见表5-4，年产油量7.98万吨。平均单井产油量为5.78t/d。

3.2 东部延安组井网部署

东部延安组地层能量有一定天然能量，但目前生产井单采延9，井数少，油井产量低。方案设计延6和延9合采，新打油井7口，新打注水井4口，总井数25口。其中油井19口，注水井6口，老井中油井15口，转注井2口。延6和延9油层合采的油井12口。年产油量1.99万吨，平均单井产油量为3.5t/ d。实施同步注水开发，延6和延9合采分注。

3.3 东北部延安组井网部署

东北部为延9油层，延安组地层能量比较充足，部分井产量高。方案设计单采延9，新打油井4口，新打注水井2口，总井数20口，采油井15口，注水井5口。其中，老井中油井11口，转注水井3口。年产量2.39万吨。平均单井产油量为5.37t/d。生产层位全部为延9层，实施同步注水开发。

3.4 西北部延安组井网部署

西北部延安组为新区，目前没有油井，设计生产层位为延6油层，共部署15口井，其中油井11口，注水井4口。年产油量1.32万吨，平均单井产油量为4t/d。实施同步注水开发。

3.5 东南部延安组

东南部延9油层开发方案设计新打油井3口，新打注水井2口，加上现有井，总井数13口，其中采油井10口，注水井3口，转注井1口。年产量1万吨，平均单井产油量为3.33t/d。实施同步注水开发。