鄂尔多斯盆地延长组长6层注水开发效果评价——以陕北永宁油田永370井区为例

迟静，董旭，蔺广泉

（延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西 延安 717500）

永宁油田永370井区位于志丹县，为探索特低渗油藏早期注水整体开发工艺技术，以求延长稳产期，提高最终采收率，改善油田开发效果，将永370井区进行整体研究评价，以期起到借鉴示范作用。

1 油藏基本概况

永370井区构造位置位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，区内构造相对简单，总体为略向西倾的单斜，局部发育小型鼻状隆起[1]。在差异压实作用的影响下，井区形成有小型东西向低幅度的不规则鼻状隆起，鼻状隆起构造与砂体的有效组合，对油气的聚集起到积极的作用[2]。

该区主要含油层系是上三叠统延长组长6油层组。长6油层组属河流-三角洲沉积体系[3-4]，发育水下分流河道、河口坝、河道侧翼及分流间湾微相。砂层单层厚度大，岩性较均一，粒度分选较好，砂体展布规模大[5-6]。长油层组自上而下划分为长等7个不同级别的小层；其中，以长612、长613两个砂体最为发育且连片范围大，为本区主力产油层。

长6油层组原始地层压力8.9 MPa，压力系数为0.7，属于异常低压油藏，饱和压力为2.5 MPa。地层温度47℃，长6油层组表现为弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、弱速敏、中-强盐敏[7]。

2 勘探开发简况

永370井区从勘探开发历程上可分为试采、产量递减及注水开发3个阶段。

2.1 试采阶段

2011年，在该区西部长61油层组发现有较好的油气显示。永370井试油平均产油15.3 t·d-1，产水3.1 m3·d-1。截至2013年4月，区内试采井5口，平均单井产油1.33 t·d-1，综合含水率43.57%。

2.2 开发阶段

永370井区依靠天然能量开发，油井产量递减较快，符合指数递减规律。经压裂投产6～12月以后，平均单井产量从5 t·d-1下降至2 t·d-1左右。截至2016年3月，油井数达到61口，平均单井产油0.93 t·d-1，综合含水率42.24%。

2.3 注水开发阶段

2016年4月后，永370井区基本实施整体注水开发，加之新井大规模投产，综合含水率明显升高。2018年，平均单井日产油0.44 t，年产油22 550 t，年注水54 330 m3，综合含水率44.55%。

3 开发效果分析与评价

3.1 实施整体注水前后效果对比

根据永370井区历年开发数据（表1），2013年、2014年仅有少量油井投产，递减明显；自2015年起大规模投产，2015年、2016年自然递减率分别为15.34%、15.13%。

2016年4月，该区块转入注水开发阶段，加之新井大规模投产，2017年自然递减率也增大至15.83%，表明2016年大规模投产的新井产量明显减少。

2018年上半年，注水井平均利用率为82.14%，平均单井注水量仅为2.4 m3·d-1，注采比偏低；下半年，情势有所好转，注水井平均利用率为95.63%，平均单井注水量为4.6 m3·d-1，年注采比达1.11。该井区年自然递减率略有降低，为14.61%，且有持续递减趋势。

表1 永370井区历年开发数据

3.2 分区开发效果对比

通过对永370井区单井日产液能力、含水率以及注水见效情况对比分析，可将该井区大致分为西北部（A区）、西南部（B区），、东部（C区）3个区块（图1）。

图1 永370井区注水效果分区图

将永370井区2018年生产情况分区对比后，A区开发效果最好，平均单井日产液1.39 m3，平均单井日产油0.89 t，综合含水率19.62%；C区次之，平均单井日产液0.85 m3，平均单井日产油0.36 t，综合含水率52.77%；B区最差，平均单井日产液0.82 m3，平均单井日产油 0.22 t，综合含水率73.03%。

3.3 注水成效分析

3.3.1 平面见效特点

单向见效：该区单向见效有23口，占油井比例为19.0%，单向见效主要位于西南部、东部。如永613-4井对应注水井为永613-3井，2018年3月产量降到最低，日产液0.99 m3，日产油0.65 t，含水34.1%，注水见效后，产量上升，目前日产液1.32 m3，日产油1.01 t，含水23.1%。

双向见效：该区双向见效有12口，占油井比例为9.9%，双向见效主要位于西北部、东部。如永271-1 对应注水井为永605-5井、永605-6井，2018年8月产量降到最低，日产液0.49 m3，日产油0.08 t，含水82.7%，对应注水井强化注水后，产量上升，目前日产液0.97 m3，日产油0.17 t，含水82.7%。

3.3.2 油井见效类型

增产型：动态主要表现为日产液、日产油大幅度上升，含水稳定。该区明显见效有15口，占油井比例为12.4%，位于油藏物性相对较好区域。如永602-3井，2018年2月日产液0.97 m3，日产油0.86 t，含水11.8%，注水见效后，产量上升，目前日产液1.73 m3，日产油1.52 t，含水11.8%。

含水上升型：动态主要表现为日产液上升，日产油下降或稳定，含水上升。该区含水上升型有7口，占油井比例为5.8%，为零星分布，主要位于油藏西南部。如永605-4井，2018年5月日产液0.48 m3，日产油0.27 t，含水44.4%，注水见效后，产量上升，目前日产液0.51 m3，日产油0.18 t，含水64.6%。

稳定型：动态主要表现为日产液稳中有升，日产油下降或稳定，含水稳定。该区稳定型有12口，占油井比例为9.9%。主要位于油藏东部、西北部。如永642-4井，2017年3月日产液0.93 m3，日产油0.25 t，含水73.2%，注水见效后，产量稳定，目前日产液0.95 m3，日产油0.25 t，含水73.8%。

通过分析，目前永370井区整体开发形势较差，单井产量不足0.5 t·d-1；含水率有持续上升趋势，高含水井主要位于油藏西南部及东部；水驱动用程度逐步上升，经过注水开发注水见效井35口，见效井占油井比例为28.9%，以单向、明显受效井见效为主。

4 结 论

1）从目前开发效果来看，永370井区整体注水开发延缓了区块内油井产能递减趋势。

2）整体来看，永370井区注水见效，但开发效果不突出，应通过该区的分区对比，有针对性地建立分区优化调整方案。

3）永370井区注水开发初期，较好地控制了递减率。但后期开发要具体针对地质条件相对较差区域，及时调整开发方案，将工作重心转至地质研究及工艺试验。