黄陵地区S区块长6注水开发动态分析

李亚婷，晋 月，李小伟，李琳琳，郑高增

(延安大学 石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000)

S区块位于黄陵西北部，区域面积125 km2，长6油层的钻探始于2001年，油井数433口，注水井122口，日产油93.19 t，日产液173 m3。截至2011年12月底，共完成以长6为主的各类探井共43口，获工业油流井11口[1-4]。国内注水评价指标有单指标[5-6]和多指标评价方法[7-8]，单指标方法过于单一，多指标评价因素众多，评价方法灵活。针对研究区生产井的生产特点，通过注采参数，注水方式，注采比进行分析，注水时效低、注采连通率低，采用存水率变化规律和水驱效果评价方法对开发动态进行分析。本文对黄陵地区S区块油层进行动态分析，该研究区非均质性严重，地质情况复杂，开发难度大，确定合适的开发方式[9]，最终优选井网部署，提高油田整体开发效益，为社会创造价值。

1 油藏开发现状

1.1 油藏地质特征

S区块油藏类型分为两种：砂岩上倾方向尖灭油藏和砂岩上倾方向致密遮挡油藏。浊积水道与水道间泥岩互层，形成岩性尖灭遮挡，浊积水道与致密层或干层互层，形成致密物遮挡油藏(图1)。浊积水道为沉积微相“甜点”，发育的储层物性较好，为优质储层，油气分布比较集中。整体上长6油藏储层为低孔低渗透，油水同层较多，无明显油水边界。长6为目前主力开发层，储层岩性主要为浅灰色，灰绿色细粒砂岩，长6储层孔隙度一般介于1.9%～16.4%之间，渗透率一般介于(0.02～7.01)×10-3μm2。

图1 黄陵地区S区块油藏剖面图

1.2 开发现状分析

根据2013年试油试采井数据分析，研究区试油井日产液与日产油比值为6.32，含水率较高，为78.14%，前期的试油井显示了良好的开端。2017年底，统计采油井433口，研究区主力油层为长61，长64，根据投产新井数据分析，初月含水量较高，达到50%以上，产量递减快，从初月的1.2 t/d，到1年后下降为0.25 t/d，需要部署水井补充地层能量。

1.3 试采特征分析

研究区试油结果一主力产层长6为主，试油井43口，获得工业油流的井油19口，低产油流的井油16口，只产水的井油8口。工业油流的下限标准为1.0 t/d。试油井主要部署在研究区北部如上171井，上172井，槐14井，工区南部6口井，也获得了工业油流。收集生产井投产初期试采数据，长62试采量为0.74 t，长63试采量为0.76 t，这2个层试采量最高，整体含水量为60%左右，个别含水量达到66%。

1.4 生产现状分析

图2为收集433口井试油试采数据，分析新投产层数，分析历年投产变化和补孔压裂直方图。开采特征主要出现2个峰值，在2014年规模逐渐上升。新投井数达到79口，出现1个峰值；2015年所投层数和所投井数有所下降，2016年又达到新的峰值，新投井数达到90口，月产油也达到高峰，在其他时间段出现低值(图2)。研究区注水区域产量不佳，注采连通率不高，注水效果较差，产量的影响因素主要取决于新投井产量。

图2 S区块历年投产及补孔直方图

2 注水开发效果评价

2.1 注水参数运行评价

从2013年开始，分析历年开井数、平均月注水量、注水强度等，总结注水方面的技术成果，评价注水开发效果，提高采收率，提高产量。研究区注水开井数从2013到2021年从18口持续增加到108口，水井利用率仅为70%，利用率较低，2014年单井日产量为8.2 m3，2021年降至3.8 m3，单井注水量平均5.2 m3，注水时效低，影响注水开发效果(图3)。根据注水强度数据分析，平均注水强度0.32 m3/(m·d)，参照延长石油其他油田注水数据，延长组最佳注水强度在1.6～2.1 m3/(m·d)，研究区注水强度小于标准强度，所以本区大部分注水井强度偏小。原因是研究区注水设备老化、损坏或破损影响注水效率。

图3 平均单井日注水曲线图

2.2 注水方式

S区块整体属于低孔低渗，注水方式有3种：滞后注水、同步注水和超前注水。超前注水应用比较普遍，既补充地层能量，又保持一定地层压力，不会引起水淹，因此，采用超前温和注水方式，提升驱油效率，提高最终采收率。随着地层压力上升，日产油幅度逐渐增大。从图4可以看出，渗透率为2.0 mD，地层压力由原始地层压力的1.1倍上升到1.2倍时，日产油幅度增大较高，之后地层压力逐渐增加时，日产油幅度基本不变。因此，地层压力/原始地层压力为1.2倍时，为超前注水合理压力水平(图4)。达到相同地层压力时，注入孔隙体积倍数和渗透率成反比。

图4 超前注水时不同压力系数下油藏压力提高倍数

2.3 注采比评价

统计注水区域每个井组累计注采比为0.07～1.84，平均为1.08。注采比较大井组主要受到井网部署不完善，注采比较低的井组主要受到水淹影响。本区主要长6整体注采比较低，需加强注水。井距直接影响采收率，当井距为246～621 m，油层连通率最好。本研究区采通关系复杂，注水效果不明显的主要原因是注采连通率小，做好注水工作前提是提高注采连通率。

2.4 存水率变化规律分析

存水率是评价注水开发重要指标，随着原油采出量增加，综合含水率上升，注入水不断倍采出，含水率越高，排水率越大，存水率越小，水驱油效果变差。累积存水率是衡量注水开发油田水驱开发效果的重要指标，该指标越大，反映水驱开发效果越好。

(1)

式中：Wf为存水率(%)；Wi为累积注水量(m3)；Wp为累积产水量(m3)。

分别计算了黄陵地区S区块存水率和理论存水率(图5)，在预定最终采收率(Rm)不同情况下，随着采出程度的增大，存水率逐渐上升，实际值低于标准值，区块整体能量呈缓慢恢复趋势，下一步需要强化注水评价油藏注水利用状况。

图5 S区块采出程度与存水率关系曲线

2.5 水驱效果评价

水驱控制程度是衡量注水开发效果的重要指标，水驱控制程度是通过水驱控制储量与总地质储量之比进行研究，水驱控制储量为注水能波及的区域的储量，平面上有水井控制。利用公式(2)计算，本研究区长6水驱控制程度平均值为24.74%(表1)。

E=Aw×Ωo×a/N，

(2)

式中：E为水驱控制程度(%)；Aw为水驱面积(km2)；Ωo为储量丰度(104t/km2)；a为注采连通率(%)；N为地质储量(104t)。

表1 黄陵地区S区块水驱控制程度

3 井网适应性评价

S区块采用菱形反九点井网，油井效果不好的原因为注采井距过大，注水强度小，驱替压力不足，在注水量小的前提下，需调整现有井网进行局部调整完善。具体方法如下：1)研究区圈定范围和储量边界基本一致，无须扩边开发；2)研究区边部未注水井组实施油井专注；3)研究区局部区域增加油井和注水井，完善井网系统。

研究目前油井动用生产层，分析各个层储层动用情况(表2)，主力油层长63动用程度很高，主要集中在研究区中部和东北部区域，长63-2石油储量为645×104t；长62动用程度次之，长62-2石油储量为548×104t；而长61动用程度不高。

表2 黄陵S区块分层储量动用状况表

4 结论

研究区油藏类型分为两种：砂岩上倾方向尖灭油藏和砂岩上倾方向致密遮挡油藏。研究区注水利用率低，仅为70%；注水强度小，平均注水强度0.32m3/(m·d)，注水设备破损。本区采用超前温和注水，采通关系复杂，注水效果不明显的主要影响因素是注采连通率小；长6水驱控制程度平均值为24.74%。本区采用菱形反九点井网，分析各个层储层动用情况，长63储层动用程度最高。