延长油田三胜区延9油藏注水开发效果评价

李旺东，刘建宏，双 虎

(延长油田股份有限公司 靖边采油厂，陕西 榆林 718500)

延长油田三胜区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，为一大型的西倾单斜，坡度为0.5°左右，每公里坡降7～10 m，内部构造简单，局部发育差异压实形成的鼻状构造。主力开发层系为侏罗系延安组延9，三叠系延长组长2、长4+5、长6。本次研究层位为延安组延9，主力小层为延913、延921，属于三角洲平原沉积，发育三角洲分流河道砂体，为构造-岩性油藏。

1 开发现状

截至2023年2月底，延9油层共有油水井139口(其中采油井101口，开井63口)，日产液157.85 m3，日产油 68.63 t，平均单井日产油 1.09 t，综合含水48.85%；注水井38口，水井开井31口，日注水平259.74 m3，单井日注 8.38 m3，月注采比1.63。如图1所示。

图1 延长油田三胜区延9油层综合开发曲线

2 注采井网评价

2.1 井网形式分析

三胜区域延9油层动用面积7.43 km2，采油井101口，注水井38口，注采井数比1∶2.66，井距为150～250 m，排距 130 m。延9层以反七点注采井网为主，水驱控制面积 6.74 km2，从平面图上看(图2)，注采井网已成形，适合当前开发需求。

图2 延长油田三胜区延9油层注采井网

2.2 注采对应情况

统计延9的有效厚度，得到油井共射开油层厚度为 377.46 m，与水井对应层厚为 297.96 m，注采对应率78.94%。注采对应主要以单向和双向对应为主，单向对应占比34.22%，双向对应占比34.14%，三向及以上占比10.58%。延913、延921注采对应率分别为85.29%，75.60%。其中，延913注采对应率最好。如表1所示。

表1 延长油田三胜区延9油层初产与现产统计表

2.3 井网密度

三胜区延9动用含油面积 7.43 km2，总井数139口。其中，采油井101口，注水井38口，井网密度为18.71口/ km2。

科学合理的井网密度既要使井网对储层的控制程度尽可能大，又要能建立有效的驱替压力系统。本次采用产能公式法和谢尔乔夫公式法进行分析。

1)产能公式法

根据地质和流体物性，计算在一定的生产压差下，满足合理采油速度要求所需的油井数和总井数，从而计算出所需的井网密度。该方法充分考虑了动态资料，计算结果比较可靠，且不受地区和开发阶段的限制，适于各类新老油田、高含水期油田、低渗透油田。计算公式为：

(1)

式中：S为合理井网密度，口/ km2；β为注采井数比；ν为采油速度；N为地质储量，t；qo为平均单井日产油，t/d；t为年有效生产时间，d；A为含油面积， km2。

三胜区延9动用含油面积 7.43 km2，动用地质储量236.54，注采井数比1∶2.66，采油速度0.69%，平均单井日产油 0.69 t/d，年有效生产时间 300 d，利用产能公式法计算的区域延9油层井网密度为 10.08口/ km2。如表2所示。

表2 产能公式法计算合理井网井距

2)谢尔卡乔夫公式法

根据苏联学者谢尔卡乔夫的研究，井网密度与采收率的关系为：

(2)

式中：S为合理井网密度，口/km2；K为平均渗透率，mD；μo为原油地层粘度，mPa·s；ED为驱油效率，%；ER为水驱采收率，%。

通过谢尔卡乔夫公式法计算的区域延9油层井网密度为26.70口/km2。如表3所示。

表3 谢尔卡乔夫公式法计算井网井距

综合以上计算结果，三胜区域各含油层系目前的井网密度均在合理的计算范围内，说明该区域井网基本完善，目前的分区分层开发政策能够获得较高的采油速度，基本满足当前开发需要，但存在注采不对应的现象，还需实施油水井补孔措施。

3 水驱效果评价

3.1 含水率与采出程度

根据延9油层的生产数据，作出了该油藏综合含水率与采出程度的关系图，如图3。

图3 三胜区域延9含水与采出程度曲线图

从图3中看出：三胜区域注水时间较晚，延9油层初期依靠天然能量开采。2012年开始进行注水开发，此时井网形式主要为点状注水。2018年对三胜区域延9油层进行井网调整，开始大规模注水，地层能量得到有效补充，含水率开始逐步下降，曲线开始向着采出程度轴偏移。随着2020年井网调整完善，实际曲线开始下降向着30%的曲线靠近，表明水驱开发取得了较好的开发效果。

3.2 水驱指数

从延9油层水驱指数与含水率关系图(图4)及水驱指数变化与时间的关系图(图5)来看，由于延9油层注水时间较晚，注水井少，注水不足，地下亏空严重，所以区块整体水驱指数偏低。随着延9油层注采井网的完善，水驱指数逐步升高，水驱作用得到了加强，目前水驱指数保持在1.5左右，含水率趋于平稳，说明延9油层强化注水效果良好。

图4 三胜区延9整体水驱指数与采出程度的关系

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3.3 存水率

从延9油层存水率和时间关系图(图6～图8)看出，油田开发前期，阶段存水率明显偏低，为负值，主要原因是延9油层注水较晚，地下亏空严重，注入水被大量采出。随着注采井网不断完善和调整，注水规模逐渐增大，注水利用率逐渐加强，阶段存水率逐渐增大向0靠近，油藏亏空得到弥补，开发效果逐渐向好。

图6 三胜区延9油层阶段存水率与含水率关系曲线

年份

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3.4 耗水率

从延9油层耗水率和含水率关系曲线(图9～图11)看出：延9油层开发初期耗水率低；随着含水率上升，注入水不断被采出，耗水率随之增大，到2014年达到最大，之后呈逐年下降的趋势；目前区域耗水率普遍高于2，反应了目前注水利用率具有不断向好的趋势。

图9 三胜区延9耗水率和含水率变化曲线

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图11 三胜区延9耗水率和采出程度变化曲线

3.5 地层压力保持水平

三胜区域延9油层，原始地层压力为 9.41 MPa。根据低(特低)渗透性油藏确定法，合理的地层压力保持水平应大于 7.5 MPa。根据近年地层压力测试情况，延9油层目前平均地层压力 6.29 MPa，压力保持水平66.84%。根据合理地层压力保持水平评价标准可以看出，目前三胜区域延9油层压力保持水平较差，地层仍处于能量亏空状况，下步需继续加强注水，补充地层能量，并关注底水追进问题。

4 采收率预测与评价

应用甲、乙水驱特征曲线(图12～图16)，对杨米涧三胜区域延9油层的累积产油、累积产水和累积产液量资料进行了处理，并进行曲线反演，对可采储量进行了预测。

图12 杨米涧三胜区域延9层甲型水驱特征曲线

图13 杨米涧三胜区域延9层甲型水驱特征曲线反演图

图14 杨米涧三胜区域延9层乙型水驱特征曲线

图15 杨米涧三胜区域延9层乙型水驱特征曲线反演图

图16 杨米涧三胜区域延9层含水与采出程度关系曲线

通过水驱特征曲线法、童氏图版法，结合经验公式法，对杨米涧三胜区域延9油层采油率进行预测，甲型、乙型水驱特征曲线预测的可采储量分别为101.57×104t、103.78×104t。结合注水开发效果，认为甲型水驱特征曲线预测数据较为切合实际，最终技术采收率取值为28.74%，可采储量为101.57×104t。如表4所示。

5 结论

1)研究区延9油藏采油井以单向、双向受效井为主，多向受效井比例低。综合考虑油水井生产动态、油水井所处沉积相、油水井射孔等因素进行了小层注采关系划分。目前延9油藏动用区水驱控制程度平均84.28%。

2)研究区延9原始地层压力 9.41 MPa，目前为 6.29 MPa，与原始地层压力相比，压力减少了 3.12 MPa，地层压力保持水平为66.84%。地层压力保持水平较低，地层能量不足，需加强注水保持地层能量，但考虑到底水发育，井组注采比不宜过高。