油田注水開發效果評價—吳起油田薛岔區塊賀溝開發單元

＊劉振國

（延長油田股份有限公司吳起采油廠 陜西 717600）

吳起油田薛岔區塊自2003年投入開采，按開發方式可分為五個階段：零星勘探試采階段、勘探開發階段、注采完善階段、強化注水階段和精細注水階段，其中賀溝開發單元含油面積50.57km2，水驅控制面積46km2，水驅控制儲量1595.5×104t。共有油水井755口，其中油井580口，年產油量16.6×104t；注水井176口，年注水量40×104m3。針對油田水驅開發效果評價的研究，主要有儲層物性、流體性質、采出程度和開發動態、綜合含水率、地層壓力、采油速度、措施有效率、水驅控制程度等影響因素[1-3]。

為了解薛岔區塊水驅開發具體效果，對研究區賀溝單元，開展針對性研究，以長6區注水開發效果作為評價，完成了整體生產狀況分析、遞減分析、注采對應分析、地層能量保持狀況分析、注水見效見水特征分析、含水變化規律分析、注入水利用狀況分析，選取具有代表性的遞減率、含水上升率、儲量動用情況及控制程度、層系井網密度等6項指標進行綜合分析，以對研究區塊的油藏水驅開發效果進行綜合評價。

1.遞減率和含水上升率

自2007年以來，隨著薛岔作業區賀溝單元區塊油田進入水驅開發期，水驅開發難度不斷增加，針對無效循環、措施效果變差、配注合格率下降等實際問題，特別是進入“精細化”注水階段，研究區開始提升注采技術水平，改善措施效果，將常規挖潛與控水提效技術有效結合，注重平面和層內注水結構調整，水驅自然遞減率、綜合遞減率和含水上升率進一步縮小。從研究區2017—2022年六年以來產量數據統計來看（表1）。

表1 研究區水驅2017—2022年遞減率及年含水率變化

研究區整體屬于滯后注水，結合綜合開發曲線進行分析：（1）2011—2016年井網完善，大規模新井投產，遞減較大。2017—2022年加強注水，月注采比最高達到1.72，遞減呈下降趨勢，自然遞減率由7.21%下降至3.47%。（2）結合產量構成分析，2017—2019年產量遞減減緩，主要為注水見效明顯，2020年整體措施效果好，區塊遞減較上年降低，年措施產量1.07×104t，平均單井日增油達1.49t。

根據研究區2010—2022年綜合含水率數據（圖1），利用公式建立綜合含水率和采出程度之間的關系對比（圖2），可以看出綜合含水率曲線逐步向采收率較好的理論曲線移動，說明區域開發效果有所改善，整體向好。目前研究區綜合含水率50%左右，理論上，這一階段含水上升較快，需密切關注區塊含水狀況，及時調整配注，防止油井含水上升過快。

圖1 含水上升率與時間關系圖

圖2 水驅綜合含水率與采出程度曲線圖

通過對研究區含水率與采出程度關系曲線，當前實際生產狀況，含水上升率變化分析，后期15年指標預測以當前含水上升率3.47%基數。該分析表明，薛岔作業區賀溝單元區塊油田水驅進入快速開發期后，綜合含水率開始快速上升，遞減率逐漸減小，水驅開發效果不斷顯現。

2.儲量動用程度

水驅儲量動用程度可以反映井網的完善程度，針對不同條件下的儲量動用程度，采用井網加密調整后配合儲量動用程度的增加量，以此反映加密調整效果[4]。根據研究區塊的油田開發狀況，制作了賀溝單元研究區的儲量動用情況表（表2）。從表2可以看出，根據地質再認識部分，將小層劃分、油層厚度與射孔段進一步結合，整理各小層動用儲量情況，其中長611地質儲量最高，動用井數最多、動用儲量最大且剩余未動用儲量最少。根據表2可以得出，賀溝研究區復算地質儲量1810.85萬噸，動用儲量1443.23萬噸，未動用儲量367.62萬噸，總體油藏潛力較大，水驅開發效果具有很強的動力。

表2 賀溝單元長6儲量動用情況表

表3 研究區長6油藏水驅控制程度計算表

3.存水率

存水率是用來評價注水開發油藏注入水利用效率的一種礦場統計方法。該方法是將油藏某一階段的注水量與產出水量之差，除以這一階段注水量之比值（小數或百分數）。當油藏無產出水量時存水率最大值為1.0，存水率越大，累計注入的水量中就有更多的部分存留在地層中，在一定的油藏壓力和邊界條件下，會使注入水波及體積增大，開發效果也就越好。

根據吳起油田薛岔區塊研究區的累計存水率趨勢變化（圖3）來看，該研究區通過完善井網、增設地面注水設施等優化配注舉措，存水率開始逐年遞增，并逐漸靠近1.0，表明該區域水驅開發效果進一步改善，油藏存水率穩定，有效促進采收率的提升。

圖3 研究區累計存水率隨時間變化圖

根據累計存水和采出程度關系式[5]公式，得出累計存水率與采出程度關系曲線（圖4），根據曲線變化趨勢來看，從2011年開始注水，累計存水率較低，2012年之后規模注水，地層虧空得到能量補充，2013年存水率達到0.66，隨著注水持續，注水措施見效，存水率上升變緩。近幾年研究區年注采比基本在1.2左右，目前累計注采比1.01，實際存水率曲線接近M=1.5理論曲線，階段存水率維持在一個較為平穩的狀態，說明長6層的水驅效果好，存水率較高，注入的水量中有較大部分被保存了下來。

圖4 研究區累計存水與采出程度對比圖

4.水驅控制程度

薛岔作業區賀溝單元油田水驅自從開發投產以來，通過層系調整、局部三次加密、油水井局部補孔，研究區開發面積62.14km2，目前共有油水井755口，其中采油井580口，注水井176口，使水驅控制程度井網密度提升到了12.15口/km2。根據各主力層測量數據，通過統計各層層數、厚度計算出了2個主力層的水驅控制程度。

長611層油井生產總厚度3933m，與注水井連通的厚度3737m。其中有采無注厚度188m，單向受益804m，雙向受益1837m，多向受益1096m，水驅控制程度95.21%。

長612層油井生產總厚度126m，與注水井連通的厚度41m。其中有采無注的厚度85m，單向受益29m，雙向受益12m，無多向受益油井，水驅控制程度32.54%。

根據注水開發油藏水驅控制程度評價標準（水驅儲量控制程度≥90%為Ⅰ類，80%～90%為Ⅱ類，＜80%為Ⅲ類）對研究區各開發層系水驅控制程度進行了分析與評價，長611水驅控制程度高，屬于I類，長612水驅控制程度較差，屬于Ⅲ類。總體上研究區水驅控制程度較好，各小層仍有進一步優化的潛力。

以上分析表明，研究區主要生產層位長611動用程度最高，油層射開總厚度最大，整體注采對應較好，水驅控制程度最高；長612層油井生產厚度小，水驅控制程度較低，各小層有采無注油井均有一定的優化空間。

5.能量狀態壓力

地層能量保持水平是指油藏地層壓力保持在某一水平時是否能夠滿足油田現場采油井的提液量需要[6]。根據各類研究結果得知，油藏地層能量保持水平越高，采油井生產壓差就會越大，油田產量也就越高，開發效果也就越好。

研究區長6油藏中深1944.6m，原始地層壓力15.5MPa，研究區2017—2022年，共實施壓力測試17口，其中靜壓測試12口，壓力恢復測試5口，結果見圖5。

圖5 研究區長6層壓力變化柱狀圖

按照油藏壓力保持程度及生產井提液的需求，通過參考石油行業標準SY/T 6219—1996油田開發水平分級，可以把地層能量保持水平分為以下三類。

第一類：地層壓力保持在飽和壓力的85%以上，該壓力下既可以滿足生產井的提液量需求，還不會造成油層脫氣。

第二類：該壓力下雖然沒有使氣體從原油中分離出來，但是卻不能達到采油井正常產液量的需求。

第三類：該壓力下不僅使溶于原油中氣體從中分離出來，并且也不能達到采油井正常產液量的需求。

上述三類分級中，當地層能量保持水平屬于第一類情況時，判定為地層能量保持水平較高；當地層能量保持水平屬于第二類情況時，判定為地層能量保持水平中等；當地層能量保持水平屬于第三類情況時，判定為能量保持水平差。

根據2022年研究區的整體地層壓力測試結果顯示，長6地層壓力10.59MPa，原始地層壓力15.5MPa，地層飽和壓力7.7MPa，壓力保持水平68.3%，地層壓力高于飽和壓力，地層能量保持水平屬于第一類，因此，判定為地層能量保持水平較高。

6.結論

（1）遞減率、含水上升率得到有效控制，開發效果得到有效改善。（2）存水率較為平穩，注水利用率得到提升。（3）研究區儲量開發潛力依然充足，水驅效果依然有效。（4）水驅控制程度整體較高，各類油層得到有效動用，但存在開發層水驅控制不平衡的問題，還需進一步優化。（5）地層壓力保持在合理水平，具有較高生產能力。