X区块长4+5油藏开发效果分析与评价

2020-03-04吴利超袁凯涛

化工设计通讯 2020年1期

罗莹，吴利超，赵淼，袁青，袁凯涛

（延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600）

1 概况

X区块构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，是三叠系延长组和侏罗系延安组两个含油层组的叠合发育区。延长组长4+5油藏为三角洲前缘相沉积，分流河道砂分布广泛，储层非均质性强，油藏严格受沉积相带和储层物性控制。属溶解气低饱和油藏，油水分异较差，油藏一般不具有边水或底水，为溶解气弹性驱动岩性油藏。

截止2018年12月，油井开井123口，日产液278.8m3，日产油111.8t，平均单井日产油1.08t，综合含水52.6%，采油速度0.11%，采出程度为1.3%；注水井开井103口，日注水量703.2m3，平均单井日注水量6.7m3，月注采比2.52，累计注采比1.64。

2 长4+5油藏开发效果分析与评价

2.1 单井产能特征

将单井的日产油量按0.5t/d的间隔标准，划分为＜0.5t/d、0.5～1t/d、1.0～1.5t/d、1.5～2t/d、＞2t/d，共5个级别。可以看出，产量和井数主要集中低产井，小于1t井81口，占65.8%。

2.2 含水变化特征及规律

2.2.1 单井含水变化规律

将单井的含水率按0～20%、20%-～40%、40%～60%、60%～80%、80%～90%、＞90%的标准，将井区内的油井划分六个含水级别。通过单井含水率分级统计可以看出，本油藏已中高含水井为主。

2.2.2 油藏注水见效特征

长4+5油藏注水见效井组主要表现为两类：I类为见效后增产幅度较小，但能保持稳定的液量和含水，长期稳产，如图1所示。II类为油井见效后液量、油量上升，含水下降，在保证合适的注水政策，其增产时间较长，如图2所示。

图1 I类长4+5油藏注水见效图

图2 II类长4+5油藏注水见效图

3 油藏递减规律

该油藏2004年投入试采，2006年投入规模开发，2015年后产量呈现缓慢下降趋势。分析本区油藏产油量随时间变化曲线，根据Arps递减理论计算，递减指数0.46。从单井产能递减曲线可以看出，单井产量在半年后开始递减减小，并逐步稳定，单井产量在1a后开始递减减小，并逐步稳定，第一年递减为47.1%。

从时间拉平的产能递减规律，如图3所示，规模注水及注采井网不断完善后，水驱效果逐渐体现，但由于储层物性较为致密，注采井组注水见效缓慢，注水20个月后，产能趋于平稳，并能得出以下几点认识：

1）注水开发井产能明显好于弹性开发井产能；

2）受益于多口注水井的油井产能好于一口注水井的油井产能；

3）注水开发井递减明显小于弹性开发井递减。

图3 长4+5油藏不同对应注水井数单井产能曲线

4 水驱效果评价

4.1 地层压力

长4+5油藏原始地层压力15.45MPa，地层压力测试从2010年开始，测试井较少，代表部分区域的压力恢复情况，整体的压力需要进一步完善注采后，通过压力恢复测试来进一步论证。但从已测试数井的数据来看，地层压力先下降，后经过规模注水后，压力呈回升状态。

4.2 水驱控制及动用程度

研究区由于平面上小层变化快，窄小河道砂体注采不完善，注采交叉、关系复杂，目前主力层长4+5采油井射开总厚度2154.1m，其中与注水井连通射开有效厚度为1545.8m，水驱控制程度71.76%。注水井射开连通厚度1288.3m，吸水厚度百分数91.1%，计算吸水厚度1131.3m，计算水驱动用程度63.03%。

利用水驱特征曲线可以分别计算2015—2018年得到的直线段斜率的倒数值B，然后根据水驱动态储量关系式，可计算出目前水驱动用储量。从计算结果可以看出2015—2018年水驱动态储量逐年增加，如表1所示，表明水驱效果不断变好，而2018年则有所下降。