＊郭浩 曹成 吳海燕

（1.延長油田股份有限公司 陜西 717500 2.陜西理工大學數學與計算機科學學院 陜西 723001）

在過去十年中，我國原油進口總量增長了86.2%，截至2020年12月末，全國原油進口總量為5.4×104萬噸，對外依存度高達73%，大大超過了警戒線的50%，在此期間，應采取相應的措施，否則將導致產量迅速降低[1-4]，但若采用提高采收率法，可使油田的壽命大大延長（圖1）。

圖1 油田開發(fā)的不同階段

稠樹梁區(qū)塊長2油藏為低滲透油田，區(qū)塊面積較小，油井數量也較少，井網部署不規(guī)則，目前依靠自然能量開發(fā)，產液量和產油量下降較快，區(qū)塊截止目前無注水井，地層整體虧空較為嚴重，地層能量下降較快，單井產量呈現持續(xù)下降，含水呈現持續(xù)上升，若不能對該油藏進行有效的治理，將使其成本與效益之間的矛盾更加突出。為此，本文分析和研究了稠樹梁長2油藏開發(fā)中存在的問題，并提出了相應的解決措施。經預測后效果良好，可推廣應用于其他同類油田。

1.稠樹梁長2油藏開發(fā)現狀及特征

(1)開發(fā)現狀

稠樹梁油區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部。該區(qū)塊長2油藏主要生產層位為長21-3上，長21-3下兩套油層，油區(qū)疊合面積為20.23km2，地質儲量為1311.93×104t。最早部署于2004年。截至目前工區(qū)內目前有總井數80口，采油井80口，無注水井，開井54口，目前單井平均日產油1.61t；綜合含水63.7%。2020年區(qū)塊年產油量約3.09×104t，累計生產原油約4.99×104t。

該區(qū)塊可以劃分為3個開發(fā)階段，2004年完鉆2口油井，到2005年增加到3口，為區(qū)塊的開發(fā)的開發(fā)初期階段。到2012年增加到8口，該階段油井產量從0.01×104t上升到2012年的0.08×104t，單井產量從開始的1.12t/d下降到0.28t/d，含水基本保持在56%左右基本不變，年產油量基本在0.1×104t，2013年至2018年為上產階段，油井數從2012年的8口持續(xù)增加，增加到2014年的16口，后期由于產量下降關停井較多，到2018年的6口，該階段年產油量有0.08×104t基本保持不變，在2018年下降到0.04×104t，單井年產油量也由2014年的0.3t/d下降到2018年的0.21t/d，從2018年到2020年該區(qū)塊油井數上升到59口，年產油量也呈現上升趨勢，有0.04×104t上升到3.09×104t，單井產量由0.21t/d上升到2018年的1.61t/d。該區(qū)塊一直為自然能量開發(fā)階段，各階段含水基本保持不變，產液量，產油量基本和開井數呈現正相關關系，各油井出去產量較高，后期產量遞減較快，導致油井生產初期平均單井日產較高，如圖2所示。

圖2 志丹稠樹梁區(qū)塊長2油藏綜合采油曲線圖

(2)開采方式

該區(qū)塊依靠天然能量開采，無注水井，因此地層能量衰減快，產量遞減快。5031-6采油井從開始投產到目前產量的變化，產量遞減符合線性遞減規(guī)律，自然遞減率11.5%。

(3)平面開發(fā)特征

從區(qū)塊生產現狀圖可以看出（最左邊的柱狀表示累產，中間的柱狀表示初產，最右邊的柱子表示目前產量）區(qū)塊中間北部區(qū)塊產液量較高，含水相對較低，產油量較高，目前產油也相對較高，西南部呈現出產液量但是含水較高的特征，其他零星生產的油井要么產液量高，但是含水特別高，要么產液量低，含水也低的特征。由于該區(qū)塊主要生產長21-3上，從改層目前的生產狀況來看，目前生產油井還主要分布在中間的北區(qū)區(qū)塊，其余部分大部分油井都已停止生產，或者目前產液量特別低，如圖3所示。

圖3 稠樹梁項目區(qū)長2油藏產量對比圖

(4)單井生產特征

稠樹梁油區(qū)目前無注水井，相對于注水開發(fā)，區(qū)塊油井目前依靠自然能量開發(fā)，自然能量開采較好也就是中間北部的5778-6井區(qū)，初產高，現產比較穩(wěn)定，但是產液量緩慢下降，該區(qū)后期需注水補充地層能量，保持持續(xù)穩(wěn)產高產，如圖4所示。

圖4 稠樹梁區(qū)塊5778-6區(qū)塊目前生產現狀圖

(5)儲層物性特征

長2儲層滲透率最大值100×10-3μm2，最小值0.17×10-3μm2，平均值為6.6×10-3μm2。滲透率主要分布在（1～10）×10-3μm2之間，占樣品數50%，峰值為（1～10）×10-3μm2。如圖5、圖6所示。

圖5 項目區(qū)長2儲層滲透率分布直方圖

圖6 項目區(qū)長2儲層孔隙度分布直方圖

2.開發(fā)中存在的問題

通過上述分析發(fā)現該區(qū)目前基本為天然能量開發(fā)階段，主要生產層位為長21-3上，長21-3下目前僅有6口井生產，產量目前為1.03t/d，后期需要對長21-3下進行油層識別后進行注水開發(fā)。沒有注水井網，而且油井分布也不規(guī)則，呈現塊狀，且與油藏砂體方向不一致。停井較多，油井利用率低，

3.綜合治理方案研究

(1)治理思路

針對稠樹梁區(qū)塊長2油藏特點及目前生產狀況，提出以下注水開發(fā)原則：必須堅持少投入、多產出，有較好的經濟效益。建立完善的注采井網系統(tǒng)，提高油藏的采收率。最大限度利用現有井網，配套注采系統(tǒng)，提高注水采收率。

(2)治理方案

在目前開發(fā)井網的基礎上，采用以長條形或土豆形的不規(guī)則反七點及反五點注采井網；不規(guī)則井網主要是針對受構造影響較大、邊低水發(fā)育、油藏規(guī)模較小的油藏，在構造的低部位注水補充油藏能量的方式。該區(qū)域完善井網共部署新井12口，其中部署注水井6口，部署油井6口；根據油水井對應關系油井補孔井數為11口，其中油井補孔轉注9口，油井補孔措施2口，如圖7所示。

圖7 志丹稠樹梁區(qū)塊長2油藏調整后井網圖

通過泊松比計算法[5]、水力壓裂經驗法[6]、現場壓裂統(tǒng)計法確定本區(qū)長2油層井底破裂壓力為26.0MPa；計算得到長2油層注水井最大井口注入壓力約為12.81MPa；通過采油指數法[7-13]、生產統(tǒng)計法綜合標定本區(qū)單井注水后產能取值為0.7～2.4t/d；根據生產米采油指數，有效厚度計算得到吸水指數為0.02m3/d·MPa；考慮到稠樹梁區(qū)塊目前從未注水，地層能量虧空更為嚴重，且壓力不均衡，本次方案在初期普遍提高地層壓力，整體恢復地層能量為主，單井配注量保持在15～18m3。

(3)綜合治理方案效果評估

在注水井網內按照水驅效果進行產量預測計算，邊部零星區(qū)域內未受注水井網控制的按自然能量開發(fā)計算產量遞減變化，以此對稠樹梁區(qū)塊長2油藏15年產能進行預測，從預測表1可以看出，單井注水量在2021年從15m3/d逐漸提升到2035年18m3/d的情況下，區(qū)塊在2026年產液量和產油量都達到最大值，產液量為15.29×104m3，產油量為4.68×104t，含水為64.0%，單井日產油為2.29t/d，日產液為7.48m3/d，截止到2035年底，項目區(qū)年產油2.18×104t，產液為8.19×104m3，含水為68.7%，單井日產油為1.3t/d，日產液為4.88m3/d，累計產油56.19×104t，采出程度為4.28%，年注采比達到0.96，累計注采比達到0.68。

表1 長2儲層物性統(tǒng)計表

通過預測發(fā)現所提出的綜合治理方案可以很好的提高低滲透油田單井產量，使區(qū)塊采出程度有效提高，為低滲油田的高質量開發(fā)提出了有效的路徑。

4.結論

本文在對稠樹梁區(qū)塊長2油藏綜合評價的基礎上，發(fā)現抑制該區(qū)塊高效開采的主要原因有依靠天然能量開發(fā)，導致地層能量不足；井網不完善不適應，不能有效動用地下石油資源；通過分析提出相應的綜合治理思路和措施，完善井網共部署新井12口，油井補孔井數為11口；確定注水井最大井口注入壓力約為12.81MPa。預測后發(fā)現該治理措施可以很好的改進該區(qū)塊的開發(fā)效果。