志丹油田F146 井区延安组油藏开发效果评价及治理对策

王成龙 周 雪 刘 姣 冯紫娟

1.延长油田股份有限公司志丹采油厂 陕西延安 717500；2.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心 陕西延安 716000

延安组油藏作为志丹油田浅层油藏的代表，单井产量高、产能建设投资低、开发效益好。延安组油藏开井数仅占全厂总开井数的7.77%，但年产油量却占全厂总产量的16.56%。其单井产量是长6 主力油层的2.4 倍，是名副其实的“小而肥”区块。而F146 井区为全厂产量占比最高延安组油藏，年产油占延安组总产量的19.1%，是“小而肥”中的“小而肥”。F146 井区延安组油藏见水特征研究和开发对策研究，能够对全厂超过30 万t 产量的延安组油藏稳油控水提供经验借鉴。

1 研究区概况

研究区位于陕西省志丹县境内洛河区，地表属典型的黄土塬，地形起伏不平，沟壑纵横。志丹油田F146 井区延10 油藏勘探开发始于2006 年，研究区发现井F58- 1于2006 年4 月投产延10 层，油层厚度为9.7m，声波时差251.3μs/ m，地层电阻率23.2Ω·m。初期日产油5.24t，含水57.19%。研究区延10 油藏勘探开发历程可分为3 个阶段：阶段一（2006—2013 年）为前期勘探阶段，对区块的勘探开发潜力进行评价，共部署探井、开发井12 口，月产油1100t；第二阶段（2013—2016 年）为产量上升阶段，油井数增加到36 口，月产量达到4200t；第三阶段（2013 年至今）为规模上产阶段，油井数继续增加，累计投产64 口井，产量大幅提升。2018 年达到峰值产量，年产量达6.99万t。

研究区延10 油藏投产初期平均单井日产液8.61m3，日产油为5.25t，含水28.3%。目前，延10 油藏开井37 口，区块日产液303m3，日产油140t；平均单井日产液8.18m3，平均单井日产油3.77t，综合含水率44.4%，累产液71.42 万m3，累产油35.58 万t。

2 递减规律及EUR

对研究区投产延10 油藏的66 口油井进行时间拉平，并得到指数拟合公式。详见图1。单井最终可采储量EUR=8967t。截至目前，平均单井累计产量4936t，剩余单井可采储量4031t。

图1 F146 井区延10 油藏平均单井日产油时间拉平曲线指数拟合

3 能量保持水平

由于F146 井区延10 油藏未进行过单层测试，目前无延安组压力数据资料。故用研究区平均单井日产液量来对油藏压力进行描述。对平均单井日产液时间拉平曲线进行线性拟合，得到图2。从曲线中可以看出，月平均单井日产液第22 个月衰减10%，第45 个月衰竭20%，第67个月衰减30%，第90 个月衰减40%，第112 个月衰减50%。

图2 F146 井区延10 油藏平均单井日产液时间拉平曲线线性拟合

4 含水与采出程度

从F146 井区延10 油藏采出程度- 综合含水曲线（图3）可以看出，曲线没有呈现出“S”型。这主要是由于F146 井区2016—2017 年投产新井均在构造高部位，含水均较低，同时受国际油价影响，关停了部分高含水井所导致。预测F146 井区延10 油藏最终采收率在50%～60%。

图3 F146 井区延10 油藏采出程度- 综合含水曲线

5 油井见水分析

F146 井区延10 油藏油井见水特征受构造、底水能量、隔夹层和采液强度的影响。

5.1 构造特征的影响

F146 井区延10 油藏油井见水特征受构造特征明显。开发初期，高含水井多分布于油藏边部构造低部位，而油藏中部构造高部位油井含水普遍较低。目前，油藏边部高含水井多关井，油藏内部含水升高。F146 井区延10 油藏开发初期与目前含水对比见图4。

图4 F146 井区延10 油藏开发初期与目前含水对比图

5.2 水体和夹层的影响

F146 井区延10 油藏受底部水体大小、水体能量和夹层分布的影响。累产水/ 累产油小于20%的油井水体普遍偏小（有效厚度/ 水体高度远大于1），或者水体上方有夹层，且夹层隔水效果较好。累产水/ 累产油为50%的油井水体普遍中等（有效厚度/ 水体高度约等于1），或者有夹层，但隔水效果较差。累产水/ 累产油大于80%的油井水体普遍较大（有效厚度/ 水体高度约小于1），并且一般无夹层。

5.3 采液强度的影响

F146 井区延10 油藏油井见水特征受单井采液强度的影响。统计F146 井区延10 油井同等水体大小且产油量较为稳定油井的采液强度和投产第一年（时间拉平12个月）水液比情况。对比发现，采液强度低于1.5m3/ (d·m)，水液比一般低于15%；采液强度大于2.0m3/ (d·m)，水液比一般高于30%。因此，建议F146 井区延10 油藏合理采液强度应不高于1.5 m3/ (d·m)。

以F164- 1 为例，2010 年3 月该井进行了提液，提液后日产油从提液前的8.67t 上升至体液后的11.97t，但综合含水却从43.95%上升至60.0%。后期通过调整工作制度，降低采液强度，但综合含水一直稳定在60%以上。因此，采液强度应尽量控制在1.5 m3/ (d·m)以下，采液强度大于2.0m3/(d·m)有强水锥现象，提液后含水上升并且日产油下降。

6 治理对策及稳产效果

F146 井区目前面临油井递减快，且部分油井底水上升过快。针对以上问题，开展油藏工程治理。

（1）完善延10 油藏注采井网，新钻水井3 口，转注井14，长6 注水井改层延安组注水井5 口。同时新建注水站一座，规模500m3。

（2）油井科学配产，控制采液强度，建议合理采液强度应不高于1.5m3/ (d·m)。

（3）加大压力测试和吸水剖面等动态监测工作，重点关注产量、压力和含水变化异常井，及时掌握生产动态。

通过完善注采井网等相关措施和新建注水工程，F146 井区延10 油藏及时补充了能量，日产油水平趋于平稳，极大得提高了储量动用程度和采油速度。

7 结论

（1）F146 井区延10 油藏剩余开发潜力较大。单井最终可采储量EUR 为8967t，目前平均单井累计产量4936t，剩余单井可采储量4031t。

（2）F146 井区延10 油藏油井见水特征受构造、底水大小、底水能量、隔夹层和采液强度的影响。构造高部位、底水较小且有隔夹层阻挡的油井不仅初产高，而且稳产能力强。

（3）F146 井区延10 油藏虽为边底水油藏，但油井递减过快，其能量不足以保证油井中长期稳产。初期平均单井日产油5.25t，生产5 年单井产量仅为初产一半。因此，延10 油藏亟待需要注水补充能量。