吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究

赵艳

延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600

吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330～2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km2，探明含油面积92.09km2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。

图1 白河区块开发单元示意图

1 榆树坪区注水开发现状

榆树坪区水驱控制面积1.35km2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m3、吴92注水站200m3），设计注水规模600m3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m3，单井日注量14.57m3，累积注水量1.38×104m3，累计地下亏空30.31×104m3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层油水分布状况不明确。延9延10油藏产量贡献率77.5%，自然能量开采，平均初产6.62t/d，现产1.73t/d，产量下降严重，急需注水开发提高产量。目前延9延10油藏水驱控制程度27%，地层压力保持水平低，递减率偏高。关停井占比39%，在地质动态综合分析基础上，分析关停原因，寻找潜力，恢复生产[2]。

2 榆树坪区注水开发历程

白河区块榆树坪区自2012年开发以来，开发历程划分为3个阶段：快速上产阶段，2012年至2015年；该阶段产液量和产油量随着投产井数增多稳定增长，含水率保持稳定，自然能量开发。自然能量开发阶段，2015年至2020年；该阶段井数基本保持不变，依靠自然能量开发，年产液和年产油呈持续缓慢下降的趋势。注水开发阶段，2021年至今；该阶段转注5口，开始试验边缘注水，进入注水补能开发阶段，注水井偏少，规模不足。

3 榆树坪区注水开发特征分析

榆树坪区油井有61口，开井37口，日产液90.75m3，日产油64.76t，单井日产油1.49t，综合含水28.64%。其中延9延10产油贡献达到93%，井数占比77%。延10油层开井率70%，平均单井日产液2.64m3，单井日产油1.78t，综合含水20.84%；延9油层开井率70.5%，平均单井日产液2.37m3，单井日产油1.17t，综合含水42.23%；长6油层开井率33%，平均单井日产液1.68m3，单井日产油0.92t，综合含水35.48%。通过对比主力油层延10延9油层产油量高，目前处于中低含水阶段。

4 榆树坪区注水开发效果评价

4.1 储量控制程度

榆树坪区探明储量313.63×104t，动用储量171.15×104t；井网控制储量267.65×104t，剩余未控制储量45.98×104t，储量控制程度为87.34%，相对井网控制程度较高。目前井网已经基本将区块内的地质储量控制，剩余小面积未控制区由于水资源保护区限制，钻井可能性较小，潜力较小。

图2 榆树坪区延9延10井网未控制区域示意图

4.2 水驱控制程度

水驱储量为64.93×104t，水驱控制程度为37.94%，探明区域内未被注水空间还很大。减去其中无法动用以及不适宜注水的区域，最终水驱储量潜力为87.78×104t。由于存在叠合区域，优先按照目前开采层位进行开发，开采后期再调整。纵向上看，延10、延9水驱控制程度分别为90%、9.47%，说明延10小层有较大的调整空间[3]。

图3 榆树坪区小层未注水区域示意图

4.3 综合开发曲线分析

从白河榆树坪区综合开发曲线来看，日产油水平受新井和措施影响，产量出现波动上升和下降，整体上日产油呈持续下降的趋势，最高日产油86t下降至目前55t，平均单井日产油从4.6t下降至目前1.49t。2021年11月开始注水，2022年5月开始产量持续上升，主要原因是新井投产延9延10，产量上升。目前注采井数比为1∶12，注采井网不完善。

4.4 产液能力分析

从单井产液分级统计数据来看，低产液小于1m3和高产液大于2m3产液占比大，产液小于1m3，井数占比达37.84%，产液大于2m3的油井占比40%。低产液占比较大，开发效果较差。从初产与现产平均供液能力对比，主力开发油层延9延10现产液较初期平均日产液降幅68%，供液能力下降很明显，说明地层能量不足。

4.5 含水变化分析

对注水开发油田而言，认识油田含水上升规律，研究影响含水上升地质、工程因素，制定不同生产阶段控制含水增长的措施，可为油田稳油控水、增加稳产年限、提高原油采收率提供重要的决策依据。从区块月综合含水变化曲线可以看出，主力油层延9延10油层均表现出含水波动变化，主要受新井和措施井影响，整体上含水上升不明显，含水稳定，表现出油层自然能量开发，含水上升速度低的特点。

4.6 自然递减

选用榆树坪区延9油藏生产历史产量进行了回归分析，表明该区递减符合指数递减模型，月递减率为3.40%，符合率94.49%，一年按10个生产月计算，则年递减率为34%。该项研究选用榆树坪区延10油藏生产历史产量进行了回归分析，表明该区递减符合指数递减模型，月递减率为6.80%，符合率89.50%，一年按10个生产月计算，则年递减率为68%。递减率表现出先快后缓的特征，前5个月月递减率10.4%，符合率83.2%，从5个月以后月递减率5.7%，年递减率57%，从15个月后递减率变得更低，月递减率为2.8%，年递减率为28%，符合率59.83%。

4.7 含水与采出程度

通过近5年含水变化曲线可以看出，含水呈下降趋势，主要原因是新井投产延9延10含水率低，导致含水下降。由于2021年底采取边缘注水，整体油藏未受到注水影响，含水未明显上升。

图4 采出程度和含水率关系图

4.8 压力状况分析

通过主力层压力分析，可以看到自然能量开发阶段，地层压力保持水平呈逐年下降的趋势。通过开发效果评价分析可以看出，研究区自然能量开发下，自然递减率很大，降产快，供液能力下降达到68%，同时地层能量逐年下降，油层开发效果逐年变差，因此需要开展补充地层能量，提高供液能力，提高产量，从而提高最终采收率。

5 榆树坪区注水开发综合调整策略

5.1 完善井网

根据前面的调整思路，借鉴同区块同类油藏经验，结合生产现状及油藏分布规律，延9延10油藏按照边缘注水井网，结合内部点状注水方式调整注釆井网。无新钻井计划安排，只对现有井网进行调整，注采井网调整中利用现有井网，预计新增转注井15口。调整后，共有注水井20口，采油井52口，注采井数比为1：2.5；注水控制面积4.13km2，占动用面积的90%，大幅度提高了水驱控制程度。

5.2 完善注采对应

研究区按照目前主力开采油层分布位置进行开采（西南区开采延10油层，东区开采延9油层）完善注采对应。通过现状统计，换采延9油层4井次，延10油层5井次，总计9井次。

5.3 低产低效井治理

研究区除去需转注、完善注采对应低产低效井中的油井有14口，这些井均为延9延10油层，产液低，供液能力不足，在注水后地层能量有所恢复后再进行原层解堵措施进行治理。研究区停躺井24口，除去转注、完善对应调整井，通过摸排延9延10油层有10口油井恢复潜力较大，注水地层能量恢复后再复抽。

通过对研究区进行1 5 年开发指标预测，在未采取任何调整措施，维持现状的情况下，年产油量持续下降。预测15年后区块累计采油21.4×104t，15年末采出程度为12.5%。通过调整方案实施，预测项目实施15年后区块累计采油31.51×104t，15年末采出程度为15.10%。

6 结论

通过与同区延9延10油层采收率对比结果，同区数据选用2021年可采储量标定结果，白河周关单元延10油层注水开发采收率为29.2%，白河黄砭单元延10油层注水开发采收率为25.1%。注水开发采收率明显高于研究区自然能量开发，采收率有2～9个百分点提高潜力，潜力很大。因此目前的开发技术政策为注水开发补充地层能量。按2021年全年开采成本进行测算，评价期内不考虑成本的上涨率，在油价55$/bbl时，内部收益率为93.77%，高于集团内部收益率8%。