X區(qū)塊長(zhǎng)4+5油藏開發(fā)效果分析與評(píng)價(jià)

羅 瑩，吳利超，趙 淼，袁 青，袁凱濤

（延長(zhǎng)油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600）

1 概況

X區(qū)塊構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，是三疊系延長(zhǎng)組和侏羅系延安組兩個(gè)含油層組的疊合發(fā)育區(qū)。延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5油藏為三角洲前緣相沉積，分流河道砂分布廣泛，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，油藏嚴(yán)格受沉積相帶和儲(chǔ)層物性控制。屬溶解氣低飽和油藏，油水分異較差，油藏一般不具有邊水或底水，為溶解氣彈性驅(qū)動(dòng)巖性油藏。

截止2018年12月，油井開井123口，日產(chǎn)液278.8m3，日產(chǎn)油111.8t，平均單井日產(chǎn)油1.08t，綜合含水52.6%，采油速度0.11%，采出程度為1.3%；注水井開井103口，日注水量703.2m3，平均單井日注水量6.7m3，月注采比2.52，累計(jì)注采比1.64。

2 長(zhǎng)4+5油藏開發(fā)效果分析與評(píng)價(jià)

2.1 單井產(chǎn)能特征

將單井的日產(chǎn)油量按0.5t/d的間隔標(biāo)準(zhǔn)，劃分為＜0.5t/d、0.5～1t/d、1.0～1.5t/d、1.5～2t/d、＞2t/d，共5個(gè)級(jí)別?？梢钥闯?，產(chǎn)量和井?dāng)?shù)主要集中低產(chǎn)井，小于1t井81口，占65.8%。

2.2 含水變化特征及規(guī)律

2.2.1 單井含水變化規(guī)律

將 單 井 的 含 水 率 按0～20%、20%-～40%、40%～60%、60%～80%、80%～90%、＞90%的標(biāo)準(zhǔn)，將井區(qū)內(nèi)的油井劃分六個(gè)含水級(jí)別。通過單井含水率分級(jí)統(tǒng)計(jì)可以看出，本油藏已中高含水井為主。

2.2.2 油藏注水見效特征

長(zhǎng)4+5油藏注水見效井組主要表現(xiàn)為兩類：I類為見效后增產(chǎn)幅度較小，但能保持穩(wěn)定的液量和含水，長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，如圖1所示。II類為油井見效后液量、油量上升，含水下降，在保證合適的注水政策，其增產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，如圖2所示。

圖1 I類長(zhǎng)4+5油藏注水見效圖

圖2 II類長(zhǎng)4+5油藏注水見效圖

3 油藏遞減規(guī)律

該油藏2004年投入試采，2006年投入規(guī)模開發(fā)，2015年后產(chǎn)量呈現(xiàn)緩慢下降趨勢(shì)。分析本區(qū)油藏產(chǎn)油量隨時(shí)間變化曲線，根據(jù)Arps遞減理論計(jì)算，遞減指數(shù)0.46。從單井產(chǎn)能遞減曲線可以看出，單井產(chǎn)量在半年后開始遞減減小，并逐步穩(wěn)定，單井產(chǎn)量在1a后開始遞減減小，并逐步穩(wěn)定，第一年遞減為47.1%。

從時(shí)間拉平的產(chǎn)能遞減規(guī)律，如圖3所示，規(guī)模注水及注采井網(wǎng)不斷完善后，水驅(qū)效果逐漸體現(xiàn)，但由于儲(chǔ)層物性較為致密，注采井組注水見效緩慢，注水20個(gè)月后，產(chǎn)能趨于平穩(wěn)，并能得出以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

1）注水開發(fā)井產(chǎn)能明顯好于彈性開發(fā)井產(chǎn)能；

2）受益于多口注水井的油井產(chǎn)能好于一口注水井的油井產(chǎn)能；

3）注水開發(fā)井遞減明顯小于彈性開發(fā)井遞減。

圖3 長(zhǎng)4+5油藏不同對(duì)應(yīng)注水井?dāng)?shù)單井產(chǎn)能曲線

4 水驅(qū)效果評(píng)價(jià)

4.1 地層壓力

長(zhǎng)4+5油藏原始地層壓力15.45MPa，地層壓力測(cè)試從2010年開始，測(cè)試井較少，代表部分區(qū)域的壓力恢復(fù)情況，整體的壓力需要進(jìn)一步完善注采后，通過壓力恢復(fù)測(cè)試來進(jìn)一步論證。但從已測(cè)試數(shù)井的數(shù)據(jù)來看，地層壓力先下降，后經(jīng)過規(guī)模注水后，壓力呈回升狀態(tài)。

4.2 水驅(qū)控制及動(dòng)用程度

研究區(qū)由于平面上小層變化快，窄小河道砂體注采不完善，注采交叉、關(guān)系復(fù)雜，目前主力層長(zhǎng)4+5采油井射開總厚度2154.1m，其中與注水井連通射開有效厚度為1545.8m，水驅(qū)控制程度71.76%。注水井射開連通厚度1288.3m，吸水厚度百分?jǐn)?shù)91.1%，計(jì)算吸水厚度1131.3m，計(jì)算水驅(qū)動(dòng)用程度63.03%。

利用水驅(qū)特征曲線可以分別計(jì)算2015—2018年得到的直線段斜率的倒數(shù)值B，然后根據(jù)水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量關(guān)系式，可計(jì)算出目前水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量。從計(jì)算結(jié)果可以看出2015—2018年水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量逐年增加，如表1所示，表明水驅(qū)效果不斷變好，而2018年則有所下降。

表1 長(zhǎng)4+5油藏水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算表 %

4.3 采收率預(yù)測(cè)與評(píng)價(jià)

根據(jù)含水與采出程度關(guān)系曲線，如圖4所示，目前階段采收率在25%左右運(yùn)行。

圖4 長(zhǎng)4+5油藏含水與采出程度關(guān)系曲線

表2 長(zhǎng)4+5油藏采收率計(jì)算表

綜合長(zhǎng)慶經(jīng)驗(yàn)公式、陳元千公式、萬吉業(yè)公式、水驅(qū)特征曲線，含水與采出程度曲線等多種方法最終預(yù)測(cè)采收率為18.5%，如表2所示。

5 認(rèn)識(shí)與建議

5.1 完善注采井網(wǎng)

X區(qū)塊長(zhǎng)4+5油藏儲(chǔ)層平面分布穩(wěn)定，連通程度高，但整體物性較差，地層壓力保持水平低且平面分布不均。通過完善注采井網(wǎng)，實(shí)施面積注水，同時(shí)優(yōu)化注采參數(shù)，做到“注夠水、注好水”。

5.2 統(tǒng)層調(diào)層

X區(qū)塊油水井開采層位較多，注采對(duì)應(yīng)率低，存在只注不采或只采不注現(xiàn)象。針對(duì)存在問題，通過投轉(zhuǎn)注、油水井統(tǒng)層、調(diào)層平面上局部完善注采井網(wǎng)，剖面上強(qiáng)化注采對(duì)應(yīng)，并根據(jù)多層注水井根據(jù)物性差異大小，確定合理的注水方式，提高注采對(duì)應(yīng)率，增加注水波及面積。