吳起油田榆樹坪區(qū)注水開發(fā)技術(shù)政策分析與研究

趙艷

延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠 陜西 延安 717600

吳起油田白河區(qū)塊位于陜西省吳起縣吳倉(cāng)堡鎮(zhèn)西部，油區(qū)中心距離吳起縣城約19.2km，北、西、南、東分別與定邊采油廠、長(zhǎng)慶油田作業(yè)區(qū)、勝利山油區(qū)、吳倉(cāng)堡油區(qū)相鄰。構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，油區(qū)東西寬約10km，南北距離約22km，主要含油層為延安組延10、延8，延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層，油藏埋深1330～2230m；303省道北連定邊、南至吳起，交通較為便利；全區(qū)分周關(guān)、黃砭、榆樹坪三個(gè)開發(fā)單元，工區(qū)面積180km2，探明含油面積92.09km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量5395.58×104t，見圖1[1]。

圖1 白河區(qū)塊開發(fā)單元示意圖

1 榆樹坪區(qū)注水開發(fā)現(xiàn)狀

榆樹坪區(qū)水驅(qū)控制面積1.35km2，水驅(qū)控制儲(chǔ)量64.93×104t，注水層位為延9，有注水站2座（吳90注水站400m3、吳92注水站200m3），設(shè)計(jì)注水規(guī)模600m3，共有注水井5口，開井5口，利用率100%，日注水平72.84m3，單井日注量14.57m3，累積注水量1.38×104m3，累計(jì)地下虧空30.31×104m3，受益井18口，注采對(duì)應(yīng)率89%，當(dāng)前注采比4.48，累積注采比0.15。區(qū)域內(nèi)主力油層未劃分至小層，小層地質(zhì)圖件不完善，各小層油水分布狀況不明確。延9延10油藏產(chǎn)量貢獻(xiàn)率77.5%，自然能量開采，平均初產(chǎn)6.62t/d，現(xiàn)產(chǎn)1.73t/d，產(chǎn)量下降嚴(yán)重，急需注水開發(fā)提高產(chǎn)量。目前延9延10油藏水驅(qū)控制程度27%，地層壓力保持水平低，遞減率偏高。關(guān)停井占比39%，在地質(zhì)動(dòng)態(tài)綜合分析基礎(chǔ)上，分析關(guān)停原因，尋找潛力，恢復(fù)生產(chǎn)[2]。

2 榆樹坪區(qū)注水開發(fā)歷程

白河區(qū)塊榆樹坪區(qū)自2012年開發(fā)以來，開發(fā)歷程劃分為3個(gè)階段：快速上產(chǎn)階段，2012年至2015年；該階段產(chǎn)液量和產(chǎn)油量隨著投產(chǎn)井?dāng)?shù)增多穩(wěn)定增長(zhǎng)，含水率保持穩(wěn)定，自然能量開發(fā)。自然能量開發(fā)階段，2015年至2020年；該階段井?dāng)?shù)基本保持不變，依靠自然能量開發(fā)，年產(chǎn)液和年產(chǎn)油呈持續(xù)緩慢下降的趨勢(shì)。注水開發(fā)階段，2021年至今；該階段轉(zhuǎn)注5口，開始試驗(yàn)邊緣注水，進(jìn)入注水補(bǔ)能開發(fā)階段，注水井偏少，規(guī)模不足。

3 榆樹坪區(qū)注水開發(fā)特征分析

榆樹坪區(qū)油井有61口，開井37口，日產(chǎn)液90.75m3，日產(chǎn)油64.76t，單井日產(chǎn)油1.49t，綜合含水28.64%。其中延9延10產(chǎn)油貢獻(xiàn)達(dá)到93%，井?dāng)?shù)占比77%。延10油層開井率70%，平均單井日產(chǎn)液2.64m3，單井日產(chǎn)油1.78t，綜合含水20.84%；延9油層開井率70.5%，平均單井日產(chǎn)液2.37m3，單井日產(chǎn)油1.17t，綜合含水42.23%；長(zhǎng)6油層開井率33%，平均單井日產(chǎn)液1.68m3，單井日產(chǎn)油0.92t，綜合含水35.48%。通過對(duì)比主力油層延10延9油層產(chǎn)油量高，目前處于中低含水階段。

4 榆樹坪區(qū)注水開發(fā)效果評(píng)價(jià)

4.1 儲(chǔ)量控制程度

榆樹坪區(qū)探明儲(chǔ)量313.63×104t，動(dòng)用儲(chǔ)量171.15×104t；井網(wǎng)控制儲(chǔ)量267.65×104t，剩余未控制儲(chǔ)量45.98×104t，儲(chǔ)量控制程度為87.34%，相對(duì)井網(wǎng)控制程度較高。目前井網(wǎng)已經(jīng)基本將區(qū)塊內(nèi)的地質(zhì)儲(chǔ)量控制，剩余小面積未控制區(qū)由于水資源保護(hù)區(qū)限制，鉆井可能性較小，潛力較小。

圖2 榆樹坪區(qū)延9延10井網(wǎng)未控制區(qū)域示意圖

4.2 水驅(qū)控制程度

水驅(qū)儲(chǔ)量為64.93×104t，水驅(qū)控制程度為37.94%，探明區(qū)域內(nèi)未被注水空間還很大。減去其中無法動(dòng)用以及不適宜注水的區(qū)域，最終水驅(qū)儲(chǔ)量潛力為87.78×104t。由于存在疊合區(qū)域，優(yōu)先按照目前開采層位進(jìn)行開發(fā)，開采后期再調(diào)整?？v向上看，延10、延9水驅(qū)控制程度分別為90%、9.47%，說明延10小層有較大的調(diào)整空間[3]。

圖3 榆樹坪區(qū)小層未注水區(qū)域示意圖

4.3 綜合開發(fā)曲線分析

從白河榆樹坪區(qū)綜合開發(fā)曲線來看，日產(chǎn)油水平受新井和措施影響，產(chǎn)量出現(xiàn)波動(dòng)上升和下降，整體上日產(chǎn)油呈持續(xù)下降的趨勢(shì)，最高日產(chǎn)油86t下降至目前55t，平均單井日產(chǎn)油從4.6t下降至目前1.49t。2021年11月開始注水，2022年5月開始產(chǎn)量持續(xù)上升，主要原因是新井投產(chǎn)延9延10，產(chǎn)量上升。目前注采井?dāng)?shù)比為1∶12，注采井網(wǎng)不完善。

4.4 產(chǎn)液能力分析

從單井產(chǎn)液分級(jí)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)來看，低產(chǎn)液小于1m3和高產(chǎn)液大于2m3產(chǎn)液占比大，產(chǎn)液小于1m3，井?dāng)?shù)占比達(dá)37.84%，產(chǎn)液大于2m3的油井占比40%。低產(chǎn)液占比較大，開發(fā)效果較差。從初產(chǎn)與現(xiàn)產(chǎn)平均供液能力對(duì)比，主力開發(fā)油層延9延10現(xiàn)產(chǎn)液較初期平均日產(chǎn)液降幅68%，供液能力下降很明顯，說明地層能量不足。

4.5 含水變化分析

對(duì)注水開發(fā)油田而言，認(rèn)識(shí)油田含水上升規(guī)律，研究影響含水上升地質(zhì)、工程因素，制定不同生產(chǎn)階段控制含水增長(zhǎng)的措施，可為油田穩(wěn)油控水、增加穩(wěn)產(chǎn)年限、提高原油采收率提供重要的決策依據(jù)。從區(qū)塊月綜合含水變化曲線可以看出，主力油層延9延10油層均表現(xiàn)出含水波動(dòng)變化，主要受新井和措施井影響，整體上含水上升不明顯，含水穩(wěn)定，表現(xiàn)出油層自然能量開發(fā)，含水上升速度低的特點(diǎn)。

4.6 自然遞減

選用榆樹坪區(qū)延9油藏生產(chǎn)歷史產(chǎn)量進(jìn)行了回歸分析，表明該區(qū)遞減符合指數(shù)遞減模型，月遞減率為3.40%，符合率94.49%，一年按10個(gè)生產(chǎn)月計(jì)算，則年遞減率為34%。該項(xiàng)研究選用榆樹坪區(qū)延10油藏生產(chǎn)歷史產(chǎn)量進(jìn)行了回歸分析，表明該區(qū)遞減符合指數(shù)遞減模型，月遞減率為6.80%，符合率89.50%，一年按10個(gè)生產(chǎn)月計(jì)算，則年遞減率為68%。遞減率表現(xiàn)出先快后緩的特征，前5個(gè)月月遞減率10.4%，符合率83.2%，從5個(gè)月以后月遞減率5.7%，年遞減率57%，從15個(gè)月后遞減率變得更低，月遞減率為2.8%，年遞減率為28%，符合率59.83%。

4.7 含水與采出程度

通過近5年含水變化曲線可以看出，含水呈下降趨勢(shì)，主要原因是新井投產(chǎn)延9延10含水率低，導(dǎo)致含水下降。由于2021年底采取邊緣注水，整體油藏未受到注水影響，含水未明顯上升。

圖4 采出程度和含水率關(guān)系圖

4.8 壓力狀況分析

通過主力層壓力分析，可以看到自然能量開發(fā)階段，地層壓力保持水平呈逐年下降的趨勢(shì)。通過開發(fā)效果評(píng)價(jià)分析可以看出，研究區(qū)自然能量開發(fā)下，自然遞減率很大，降產(chǎn)快，供液能力下降達(dá)到68%，同時(shí)地層能量逐年下降，油層開發(fā)效果逐年變差，因此需要開展補(bǔ)充地層能量，提高供液能力，提高產(chǎn)量，從而提高最終采收率。

5 榆樹坪區(qū)注水開發(fā)綜合調(diào)整策略

5.1 完善井網(wǎng)

根據(jù)前面的調(diào)整思路，借鑒同區(qū)塊同類油藏經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合生產(chǎn)現(xiàn)狀及油藏分布規(guī)律，延9延10油藏按照邊緣注水井網(wǎng)，結(jié)合內(nèi)部點(diǎn)狀注水方式調(diào)整注釆井網(wǎng)。無新鉆井計(jì)劃安排，只對(duì)現(xiàn)有井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整，注采井網(wǎng)調(diào)整中利用現(xiàn)有井網(wǎng)，預(yù)計(jì)新增轉(zhuǎn)注井15口。調(diào)整后，共有注水井20口，采油井52口，注采井?dāng)?shù)比為1：2.5；注水控制面積4.13km2，占動(dòng)用面積的90%，大幅度提高了水驅(qū)控制程度。

5.2 完善注采對(duì)應(yīng)

研究區(qū)按照目前主力開采油層分布位置進(jìn)行開采（西南區(qū)開采延10油層，東區(qū)開采延9油層）完善注采對(duì)應(yīng)。通過現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)，換采延9油層4井次，延10油層5井次，總計(jì)9井次。

5.3 低產(chǎn)低效井治理

研究區(qū)除去需轉(zhuǎn)注、完善注采對(duì)應(yīng)低產(chǎn)低效井中的油井有14口，這些井均為延9延10油層，產(chǎn)液低，供液能力不足，在注水后地層能量有所恢復(fù)后再進(jìn)行原層解堵措施進(jìn)行治理。研究區(qū)停躺井24口，除去轉(zhuǎn)注、完善對(duì)應(yīng)調(diào)整井，通過摸排延9延10油層有10口油井恢復(fù)潛力較大，注水地層能量恢復(fù)后再?gòu)?fù)抽。

通過對(duì)研究區(qū)進(jìn)行1 5 年開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)，在未采取任何調(diào)整措施，維持現(xiàn)狀的情況下，年產(chǎn)油量持續(xù)下降。預(yù)測(cè)15年后區(qū)塊累計(jì)采油21.4×104t，15年末采出程度為12.5%。通過調(diào)整方案實(shí)施，預(yù)測(cè)項(xiàng)目實(shí)施15年后區(qū)塊累計(jì)采油31.51×104t，15年末采出程度為15.10%。

6 結(jié)論

通過與同區(qū)延9延10油層采收率對(duì)比結(jié)果，同區(qū)數(shù)據(jù)選用2021年可采儲(chǔ)量標(biāo)定結(jié)果，白河周關(guān)單元延10油層注水開發(fā)采收率為29.2%，白河黃砭單元延10油層注水開發(fā)采收率為25.1%。注水開發(fā)采收率明顯高于研究區(qū)自然能量開發(fā)，采收率有2～9個(gè)百分點(diǎn)提高潛力，潛力很大。因此目前的開發(fā)技術(shù)政策為注水開發(fā)補(bǔ)充地層能量。按2021年全年開采成本進(jìn)行測(cè)算，評(píng)價(jià)期內(nèi)不考慮成本的上漲率，在油價(jià)55$/bbl時(shí)，內(nèi)部收益率為93.77%，高于集團(tuán)內(nèi)部收益率8%。