吳起油田榆樹坪區注水開發技術政策分析與研究

趙艷

延長油田股份有限公司吳起采油廠 陜西 延安 717600

吳起油田白河區塊位于陜西省吳起縣吳倉堡鎮西部，油區中心距離吳起縣城約19.2km，北、西、南、東分別與定邊采油廠、長慶油田作業區、勝利山油區、吳倉堡油區相鄰。構造位置處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，油區東西寬約10km，南北距離約22km，主要含油層為延安組延10、延8，延長組長4+5、長6、長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；全區分周關、黃砭、榆樹坪三個開發單元，工區面積180km2，探明含油面積92.09km2，探明石油地質儲量5395.58×104t，見圖1[1]。

圖1 白河區塊開發單元示意圖

1 榆樹坪區注水開發現狀

榆樹坪區水驅控制面積1.35km2，水驅控制儲量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），設計注水規模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，累計地下虧空30.31×104m3，受益井18口，注采對應率89%，當前注采比4.48，累積注采比0.15。區域內主力油層未劃分至小層，小層地質圖件不完善，各小層油水分布狀況不明確。延9延10油藏產量貢獻率77.5%，自然能量開采，平均初產6.62t/d，現產1.73t/d，產量下降嚴重，急需注水開發提高產量。目前延9延10油藏水驅控制程度27%，地層壓力保持水平低，遞減率偏高。關停井占比39%，在地質動態綜合分析基礎上，分析關停原因，尋找潛力，恢復生產[2]。

2 榆樹坪區注水開發歷程

白河區塊榆樹坪區自2012年開發以來，開發歷程劃分為3個階段：快速上產階段，2012年至2015年；該階段產液量和產油量隨著投產井數增多穩定增長，含水率保持穩定，自然能量開發。自然能量開發階段，2015年至2020年；該階段井數基本保持不變，依靠自然能量開發，年產液和年產油呈持續緩慢下降的趨勢。注水開發階段，2021年至今；該階段轉注5口，開始試驗邊緣注水，進入注水補能開發階段，注水井偏少，規模不足。

3 榆樹坪區注水開發特征分析

榆樹坪區油井有61口，開井37口，日產液90.75m3，日產油64.76t，單井日產油1.49t，綜合含水28.64%。其中延9延10產油貢獻達到93%，井數占比77%。延10油層開井率70%，平均單井日產液2.64m3，單井日產油1.78t，綜合含水20.84%；延9油層開井率70.5%，平均單井日產液2.37m3，單井日產油1.17t，綜合含水42.23%；長6油層開井率33%，平均單井日產液1.68m3，單井日產油0.92t，綜合含水35.48%。通過對比主力油層延10延9油層產油量高，目前處于中低含水階段。

4 榆樹坪區注水開發效果評價

4.1 儲量控制程度

榆樹坪區探明儲量313.63×104t，動用儲量171.15×104t；井網控制儲量267.65×104t，剩余未控制儲量45.98×104t，儲量控制程度為87.34%，相對井網控制程度較高。目前井網已經基本將區塊內的地質儲量控制，剩余小面積未控制區由于水資源保護區限制，鉆井可能性較小，潛力較小。

圖2 榆樹坪區延9延10井網未控制區域示意圖

4.2 水驅控制程度

水驅儲量為64.93×104t，水驅控制程度為37.94%，探明區域內未被注水空間還很大。減去其中無法動用以及不適宜注水的區域，最終水驅儲量潛力為87.78×104t。由于存在疊合區域，優先按照目前開采層位進行開發，開采后期再調整。縱向上看，延10、延9水驅控制程度分別為90%、9.47%，說明延10小層有較大的調整空間[3]。

圖3 榆樹坪區小層未注水區域示意圖

4.3 綜合開發曲線分析

從白河榆樹坪區綜合開發曲線來看，日產油水平受新井和措施影響，產量出現波動上升和下降，整體上日產油呈持續下降的趨勢，最高日產油86t下降至目前55t，平均單井日產油從4.6t下降至目前1.49t。2021年11月開始注水，2022年5月開始產量持續上升，主要原因是新井投產延9延10，產量上升。目前注采井數比為1∶12，注采井網不完善。

4.4 產液能力分析

從單井產液分級統計數據來看，低產液小于1m3和高產液大于2m3產液占比大，產液小于1m3，井數占比達37.84%，產液大于2m3的油井占比40%。低產液占比較大，開發效果較差。從初產與現產平均供液能力對比，主力開發油層延9延10現產液較初期平均日產液降幅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

對注水開發油田而言，認識油田含水上升規律，研究影響含水上升地質、工程因素，制定不同生產階段控制含水增長的措施，可為油田穩油控水、增加穩產年限、提高原油采收率提供重要的決策依據。從區塊月綜合含水變化曲線可以看出，主力油層延9延10油層均表現出含水波動變化，主要受新井和措施井影響，整體上含水上升不明顯，含水穩定，表現出油層自然能量開發，含水上升速度低的特點。

4.6 自然遞減

選用榆樹坪區延9油藏生產歷史產量進行了回歸分析，表明該區遞減符合指數遞減模型，月遞減率為3.40%，符合率94.49%，一年按10個生產月計算，則年遞減率為34%。該項研究選用榆樹坪區延10油藏生產歷史產量進行了回歸分析，表明該區遞減符合指數遞減模型，月遞減率為6.80%，符合率89.50%，一年按10個生產月計算，則年遞減率為68%。遞減率表現出先快后緩的特征，前5個月月遞減率10.4%，符合率83.2%，從5個月以后月遞減率5.7%，年遞減率57%，從15個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，主要原因是新井投產延9延10含水率低，導致含水下降。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階段，地層壓力保持水平呈逐年下降的趨勢。通過開發效果評價分析可以看出，研究區自然能量開發下，自然遞減率很大，降產快，供液能力下降達到68%，同時地層能量逐年下降，油層開發效果逐年變差，因此需要開展補充地層能量，提高供液能力，提高產量，從而提高最終采收率。

5 榆樹坪區注水開發綜合調整策略

5.1 完善井網

根據前面的調整思路，借鑒同區塊同類油藏經驗，結合生產現狀及油藏分布規律，延9延10油藏按照邊緣注水井網，結合內部點狀注水方式調整注釆井網。無新鉆井計劃安排，只對現有井網進行調整，注采井網調整中利用現有井網，預計新增轉注井15口。調整后，共有注水井20口，采油井52口，注采井數比為1：2.5；注水控制面積4.13km2，占動用面積的90%，大幅度提高了水驅控制程度。

5.2 完善注采對應

研究區按照目前主力開采油層分布位置進行開采（西南區開采延10油層，東區開采延9油層）完善注采對應。通過現狀統計，換采延9油層4井次，延10油層5井次，總計9井次。

5.3 低產低效井治理

研究區除去需轉注、完善注采對應低產低效井中的油井有14口，這些井均為延9延10油層，產液低，供液能力不足，在注水后地層能量有所恢復后再進行原層解堵措施進行治理。研究區停躺井24口，除去轉注、完善對應調整井，通過摸排延9延10油層有10口油井恢復潛力較大，注水地層能量恢復后再復抽。

通過對研究區進行1 5 年開發指標預測，在未采取任何調整措施，維持現狀的情況下，年產油量持續下降。預測15年后區塊累計采油21.4×104t，15年末采出程度為12.5%。通過調整方案實施，預測項目實施15年后區塊累計采油31.51×104t，15年末采出程度為15.10%。

6 結論

通過與同區延9延10油層采收率對比結果，同區數據選用2021年可采儲量標定結果，白河周關單元延10油層注水開發采收率為29.2%，白河黃砭單元延10油層注水開發采收率為25.1%。注水開發采收率明顯高于研究區自然能量開發，采收率有2～9個百分點提高潛力，潛力很大。因此目前的開發技術政策為注水開發補充地層能量。按2021年全年開采成本進行測算，評價期內不考慮成本的上漲率，在油價55$/bbl時，內部收益率為93.77%，高于集團內部收益率8%。