劉姣，王成龍，仝波文，陳軍軍

油氣田開發(fā)

延長油田Z221井區(qū)延安組開發(fā)效果評價

劉姣1，王成龍2，仝波文1，陳軍軍1

（1. 延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心， 陜西 延安 716000； 2. 延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜 西 延安 717500）

針對延長油田Z221井區(qū)延安組油井產(chǎn)量遞減快、關(guān)停井較多等問題，本次研究利用試油試采資料，總結(jié)延安組開發(fā)特征，運用動態(tài)分析方法對研究區(qū)的開發(fā)效果進行了綜合評價。研究結(jié)果表明：（1）對于邊底水不發(fā)育的延9油層，油井產(chǎn)量下降快、含水低，通過注水可以有效補充地層能量，降低區(qū)塊遞減。（2）對于邊底水發(fā)育的延10油層，初期產(chǎn)能大、含水高，邊底水可以有效地補充地層能量，但是含水上升速度快，開發(fā)過程中必須考慮邊底水的影響，有效控制邊底水錐進。該認識對延安組同類油藏的高效開發(fā)具有一定借鑒意義。

延長油田；延安組；地層能量；效果評價

延長油田Z221井區(qū)延安組油藏自2002年投入開發(fā)以來，油井產(chǎn)量遞減快、含水高及關(guān)停井較多等問題逐漸凸顯，研究區(qū)缺乏對延安組油藏開發(fā)特征的認識，尤其在邊底水能量方面研究較少。因此，通過Z221井區(qū)的開發(fā)效果評價，剖析問題存在的具體原因，從而指導(dǎo)延安組油藏的科學(xué)高效開發(fā)。

1 勘探開發(fā)概況

Z221井區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南部[1]，行政區(qū)屬于陜西省志丹縣樊川區(qū)塊境內(nèi)，工區(qū)面積14.6 km2。研究區(qū)延安組油藏勘探開發(fā)始于2002年5月，勘探開發(fā)歷程可分為4個開發(fā)階段，第一階段（2002年5月-2002年11月）：前期勘探階段，對區(qū)塊的勘探開發(fā)潛力進行評價，共部署探井和開發(fā)井6口，平均月產(chǎn)油777 t，階段累產(chǎn)油4 663.0 t。第二階段（2002年11月-2004年12月）：產(chǎn)量上升階段，油井?dāng)?shù)增加到20口，月產(chǎn)量達到1 730 t，階段累產(chǎn)油31 583.4 t。第三階段（2005年1月-2012年5月）：穩(wěn)定生產(chǎn)階段，油井開井?dāng)?shù)12口，月產(chǎn)油穩(wěn)定在400 t左右，階段累計產(chǎn)油36 378.7 t。第四階段（2012年6月至今）：試驗注水階段，油井產(chǎn)量有所提高，含水穩(wěn)定上升，部分高含水井關(guān)停，油井開井?dāng)?shù)逐年下降，階段累計產(chǎn)油23 386.8 t。

截至2021年6月，區(qū)塊內(nèi)延安組生產(chǎn)井16口，開井?dāng)?shù)僅6口，油井利用率37.5%，油井月產(chǎn)液565方，月產(chǎn)油164 t，月產(chǎn)水367方，綜合含水65%；延安組注水井4口，開井1口，月注水146.51方。累積產(chǎn)液254 430方，累積產(chǎn)油96 012 t，累計注水19 451方，累計注采比0.07，采出程度10.8%，采油速度0.22%。綜合開采曲線[3]如圖1所示。

Z221井區(qū)延安組的主力產(chǎn)層是延91層，累計產(chǎn)油6.91×104t，占比71.7%，目前平均單井日產(chǎn)油1.03 t·d-1，綜合含水49.9%。延101層累計產(chǎn)油2.73×104t，占比28.3%，目前平均單井日產(chǎn)油0.66 t·d-1，綜合含水77.6%。

表1 延安組油藏分層開發(fā)現(xiàn)狀表

2 遞減分析

對研究區(qū)延安組油藏的35口油井進行時間拉平，為了消除月歷天數(shù)的影響，取平均單井日產(chǎn)油繪制曲線（圖2）。在自然能量開采條件下，前6個月遞減率為86.9%，前12個月遞減率為66.4%，投產(chǎn)1年后邊底水推進，地層能量得到補充，產(chǎn)能有所提高。對穩(wěn)定生產(chǎn)油井的平均單井日產(chǎn)油曲線進行指數(shù)擬合[4-5]，擬合公式為=2.567 7-0.019，2=0.877 1，折算年遞減率為20.56%，開發(fā)后期年遞減率穩(wěn)定在11.36%。

圖2 延安組平均單井日產(chǎn)油時間拉平曲線指數(shù)擬合

從延91和延101油藏時間拉平產(chǎn)液、產(chǎn)油、含水變化曲線可以看出：延101油藏能量高，但遞減快，投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液11.23 m3·t-1，單井日產(chǎn)油6.91 t·d-1，綜合含水26%，投產(chǎn)1年后邊底水推進，產(chǎn)液量有所上升，綜合含水上升至70%，導(dǎo)致日產(chǎn)油量遞減較快，兩年后關(guān)停了一部分高含水井，綜合含水有所下降，產(chǎn)量遞減較慢之后保持穩(wěn)定。延91油藏初期能量相對延101比較低，平均單井日產(chǎn)液8.24 m3·t-1，單井日產(chǎn)油4.96 t·d-1，綜合含水27%，產(chǎn)量遞減較慢，投產(chǎn)5個月以后產(chǎn)量保持在2.5 t·d-1，綜合含水一直穩(wěn)定40%左右，穩(wěn)定生產(chǎn)一年后，產(chǎn)量開始下降然后保持穩(wěn)定。

3 地層能量評價

3.1 產(chǎn)液能力分析

由于研究區(qū)延安組油藏未進行過單層測試，目前無延安組壓力數(shù)據(jù)資料。故用研究區(qū)平均單井日產(chǎn)液量來對地層能量進行描述[2-3]。對延安組油藏平均單井日產(chǎn)液時間拉平曲線進行指數(shù)擬合，擬合公式為=6.137 4-0.016，2=0.829 3。從曲線中可以看出，平均單井日產(chǎn)液第7個月衰減10%，第15個月衰竭20%，第22個月衰減30%，第32個月衰減40%，第43個月衰減50%。

圖4 延安組平均單井日產(chǎn)液時間拉平曲線指數(shù)擬合

3.2 邊底水能量評價

由于延究區(qū)延9和延10為邊底水油藏，邊底水的活躍程度需要從水體大小進行判斷[6-7]。通過分析底水厚度可以看出：延9油藏內(nèi)邊底水能量不充足，只在個別井區(qū)附近發(fā)育有底水，水體分布范圍小而薄，平均水體厚度只有2.8 m。延10油藏內(nèi)邊底水能力充足，水體在全區(qū)連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育，水體分布較厚，平均水體厚度達到20.3 m。

選取穩(wěn)定生產(chǎn)的有底水井16口和無底水井11口井，通過對比分析其產(chǎn)量和含水變化情況可以看出：投產(chǎn)初期，有底水井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量均明顯高于無底水井，說明有底水井的地層能力更充足，投產(chǎn)一年以后由于邊底水推進，地層能量得到補充，產(chǎn)能有所提高，半年后日產(chǎn)液量又開始下降，有底水井綜合含水明顯高于無底水井。說明邊底水可以有效地補充地層能量，但是容易引起底水錐進，含水上升速度快[8]。

4 試注效果分析

研究區(qū)自2012年6月開始點狀試驗注水，實施轉(zhuǎn)注4口，平均單井日注水量5.08 m3·d-1。截至2021年6月，注水井開井1口，日注水量5 m3·d-1，其他3口處于關(guān)停狀態(tài)，累計注水19 451 m3，累計注采比0.07。

以XP13井注采井組為例，XP13井2015年8月投產(chǎn)延91層，兩口注水井同時注水，日注水12.3方，注水1年之后開始見效，XP13井產(chǎn)量明顯提升，日產(chǎn)液量從3.35 m3·d-1提高至8.45 m3·d-1，日產(chǎn)油量從2.28 t·d-1提高至6.27 t·d-1，綜合含水保持穩(wěn)定。由此可以看出，通過注水可以有效地補充延安組地層能量，降低區(qū)塊的遞減[9]。

5 結(jié) 論

1）延9油藏邊底水不發(fā)育，地層能量不足，油井產(chǎn)量下降快、含水低，可以通過注水有效補充地層能量，降低區(qū)塊的遞減。

2）延10油藏水體在全區(qū)連續(xù)穩(wěn)定發(fā)育，地層能量較充足，初期產(chǎn)能大、含水高，邊底水可以有效地補充地層能量，但是容易引起底水錐進，含水上升速度快。因此開發(fā)過程中必須考慮邊底水的影響，有效控制邊底水錐進[10]。

［1］陳元千. 實用油氣藏工程方法[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社，1998.

［2］SY/T 6167-1995. 油藏天然能量評價方法[S]. 1995.

［3］李傳亮. 油藏工程原理[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社，2011.

［4］朱圣舉，張皎生，安小平. 剩余可采儲量采油速度與Arps遞減規(guī)律關(guān)系[J]. 特種油氣藏，2016，23（4）：105-108.

［5］丁冠陽，黃世軍，張雪嬌.低滲透油藏油井遞減后產(chǎn)量遞減不確定性評價方法[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2017，36（4）：47-51.

［6］孔蒙.木34油田油水分布規(guī)律及地層能量評價[D].北京：中國石油大學(xué)（北京），2017.

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［8］ 李傳亮，朱蘇陽.油藏天然能量評價新方法[J].巖性油氣藏，2014,26（05）：1-4.

［9］李健，陳萬輝.鄂爾多斯盆地靖邊油田延9油藏產(chǎn)能差異研究[J].石油地質(zhì)與工程，2011，25（1）：56-60.

［10］劉大鵬.WQ油田吳倉堡侏羅系油藏開發(fā)制約因素分析[J].遼寧化工，2021，50（1）：107-112.

Evaluation on Development Effect of Yan'an Formation in Z221 Well Area of Yanchang Oilfield

1,2,1,1

（1. Exploration and Development Technology Research Center of Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yan'an Shaanxi 716000, China; 2. Zhidan Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yan'an Shaanxi 717500, China）

Aiming at the problems of rapid production decline and more shut-down wells in Z221 well area of Yanchang oilfield, the development characteristics of Yan'an formation were summarized based on the data of oil test and production test. The development effect of the research area was evaluated by dynamic analysis. The results showed that,for Yan9 oil reservoir with little edge and bottom water, oil well production declined rapidly and water cut was low. Water injection could effectively supplement formation energy and reduce production decline. For Yan10 oil reservoir with edge and bottom water, the initial production capacity was large and water cut was high. Edge and bottom water could effectively supplement formation energy, but water cut rose quickly. Therefore, the influence of edge and bottom water must be considered in the development process to effectively control edge and bottom water coning. This knowledge can be used as reference for the efficient development of similar reservoirs in Yan'an formation.

Yanchang oilfield; Yan'an formation; Formation energy; Effect evaluation

延長石油集團公司2021年科技計劃青年基金項目（項目編號：ycsy2021qnjj-B-05）。

2021-12-02

劉姣（1990-），女，工程師，碩士，安徽省安慶市人，2014畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）石油與天然氣工程專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)。

TE348

A

1004-0935（2022）03-0423-04