靖边油田长6油藏动态分析与注水开发效果评价

李 秀 刘成文 王 锋 杨 嫱 梁凤鸣

（延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西 榆林 719000）

1 概况

鄂尔多斯盆地大地构造位置处于我国东部构造域与西部构造域接合部位，古生代时属大华北盆地的一部分，中生代后期逐渐与华北盆地分离，并演化为一大型内陆坳陷盆地［1］。根据盆地现今的构造形态、基底性质及构造特征，鄂尔多斯盆地可划分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、晋西挠褶带和陕北斜坡6个一级构造单元。

油气主要分布于盆地内部的天环向斜和伊陕斜坡两个构造单元内，北部以含气为主，南部以含油为主［2］。占盆地总面积1/2的伊陕斜坡构造单元，处于盆地中部，总体上东高西低，平均坡降为10～12 m/km，倾角不到1°，其上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，很少见幅度较大、圈闭较好的背斜构造发育，研究区即位于该斜坡中部（见图1）。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划与研究区位置图

2 产量变化及递减规律分析

从2006年到2009年，处于长6层产能建设时期，油井数量增加，产能整体增加。2010年到2013年期间，研究区长6层月产量由于2009年开始大面积注水，产能达到最高值，并且保持在2 200 t左右，月产油在高点左右平稳波动，含水基本保持在80%左右。从2013年到2018年期间，区域长6层油井开井数基本不变，产油量明显下降。从2018年开始区域开井数逐年下降，月产液下降，月产油下降到目前的1 000 t左右，研究区综合含水由于高含水井的关停，综合含水也从上阶段的81%下降到79%。

选取生产时间较长、较连续的生产井进行分析，由于初期产能数据缺失，无法分析初期产能变化，从2016年后单井产油变化曲线（见图2）可以看出，目前连续生产时间较长的生产井基本都是低产能的间抽井，2016年全面注上水后，单井月产油量数据基本无变化，后期靖31094-03、靖37175-02和靖37178-01等井月产油量比较跳跃，考虑是月生产时间的原因，整体上间抽井供液不足。处于砂体边部的井，单井月产能未表现出明显的注水受效，且生产后期产能下降较快。

图2 研究区长6油藏单井月产油变化曲线

对研究区长6油藏自2006年开发以后的数据进行递减率分析（见图3），2006年到2012年底，随着区域长6开井数的增加，月产油量呈上升趋势。2014年开始月产量递减，平均月递减率为0.38%，对区域产量递减拟合，属于调和递减（见图4）。从2019年6月开始，月递减率增大为1.58%。但在近5个月，产量有上升的趋势，区域月产液不变，综合含水下降，产量小幅度上升。

图3 研究区长6油藏月产油变化曲线

图4 研究区长6层递减曲线拟合

3 含水变化及注水开发效果分析

3.1 研究区含水变化

从研究区长6油藏综合含水变化曲线（见图5）可以看出，生产初期含水率较高，达到了86%，之后含水率一直逐渐下降，结合长6层的综合开发曲线可以看出，2009年至2017年综合含水下降并不是因为区域关停井增多，该阶段区域内油井开井数基本稳定在250口左右，2017年以后长6层的综合含水下降是因为对区域高含水的低效井关停和间抽，综合含水有所下降，目前长6层开井的综合含水保持在78%左右，处于高含水率采油期。

图5 研究区长6油藏月含水变化曲线

截至2021年12月，研究区长6层综合含水小于20%的 井 占3.27%，含 水20%～60%的 井 占25.49%，含水60%～80%的井占41.83%，含水大于80%的井占29.41%，长6油井含水处于中高含水阶段（见表1、图6）。

表1 研究区长6油藏含水分级统计表（2021年12月）

图6 研究区长6油藏含水分类图（2021年12月）

通过研究区目前开采长6层的153口井的综合含水，绘制了区域含水等值线图，通过等值线图可以看出，目前区域的西南部综合含水相对较低，而研究区的东南部靖31096和井32025井区综合含水相对较高。

3.2 注水开发效果分析

注水开发油田的注水利用率直接影响着水驱开发效果，而耗水率、存水率和水驱指数是评价油田开发注水利用率的重要指标之一。

3.2.1 存水率。存水率是指未采出的累积注水量与累积注水量之比，具体如式（1）所示，存水率越高，注水利用率越高［3］。

式中：Wf为存水率，%；Wi为累积注水量，m3；Wp为累积产水量，m3。

从存水率图版变化曲线（见图7）可以看出，研究区长6层从2006年开始注水以来，存水率总体呈上升趋势，说明波及体积变大，注入水利用率增大，目前长6层累计存水率为0.43。

3.2.2 耗水率。耗水率是指注水开发油田每采出1 t原油所伴随采出的水量，具体如式（2）所示。耗水率低说明注水利用率高，可减少注水量，降低注水成本［4］。

式中：Wp1为产水量，m3；Q0为产油量，m3；h为耗水率，%。

通过将研究区长6层的耗水率随采出程度的变化曲线与理论图版进行拟合，可以发现，长6油藏注水开发之后耗水率有所下降，说明注水利用率高，水驱开发效果较好，之后阶段耗水率有上升的趋势，注水利用效果偏弱（见图7）。

图7 研究区长6耗水率图版

3.2.3 水驱指数。水驱指数是指油藏的存水量与累积产油量地下体积之比［5］，具体如式（3）所示。

式中：Bo为油的体积系数；Np为累积产油量，m3；Wi为累积注水量，m3；Wp为累积采水量，m3。

截至2021年12月，研究区长6层目前综合含水78%，水驱指数为3.3。在理论上，当水驱指数小于0时，存水率为0，表明注入水没有起到水驱的效果。当水驱指数大于1时，则进入强化水驱阶段，而采出原油在地下的体积小于地下注入水体积的净增量。当水驱指数介于两者之间时，水驱指数越大，表明注入水驱油效果越强。研究区自2013年开始水驱指数呈快速上升趋势，达到目前的3.3，表明长6层需进入强化水驱阶段（见图8）。

图8 研究区长6层水驱指数图版

4 结论

①长6油藏含水饱和度高，初期开发就达到高含水开发期。

②长6油藏关停井较多，目前停产井共314口，以低效关停井居多。

③结合目前注采对应性来看，目前长6油藏注采井网不完善，累计注采比为1.8，地层压力保持水平较好，但是由于各区域油层厚度不一，油井大部分在油层厚的区域，水井大部分在油层薄的区域，导致面积注水井网不规则。目前，井网对油层主要发育区域已有一定控制，但难以形成规模井网，导致长6油藏整体压力系统不均衡。

④长6油藏注水井组较多，但从注水效果分析来看，在高注采比情况下，多数井组注水效果不明显，提高注水有效性是下一步工作的重点。

⑤从注水效果评价来看，注水开发形式好转，下一步需进入强化水驱阶段。