定邊油田樊學南長8致密油開發效果評價與調整對策

吳龍

摘要：定邊油田樊學南區域長8致密油藏滲透率低、孔隙度小，早期主要依靠自然能量開發，地層能量補充不及時，導致自然遞減率高，采收率低。本文針對這些問題，結合實際情況，深入開展開發效果評價，分析出當前開發存在的主要問題，主要從井網調整方面制定出相應對策，起到緩解當前開發矛盾加劇，降低自然遞減率，提高采收率的目的。

關鍵詞：長8致密油、采收率、存水率、調層統層

1 概況

1.1開發現狀

長8油藏動用地質儲量1126.31×104t，截止2020年12月，油井開井30口，日產液47.9 m3，日產油30.0t，平均單井日產油1.0t，綜合含水25.8%，采油速度0.07%，采出程度為0.4%;注水井開井25口（與其它層合注采井9口），日注水量110m3，平均單井日注水量4m3，月注采比1.86，累計注采比3.0（表1）。

1.2開發井網

長8油藏主要發育兩套長81-1和長82-1兩套砂體。主要生產層位也是該兩套油藏，注采井網基本采用反九點法注采井網，注水方式以同步注水為主[1]。

1.3產能特征

在2014年開始進行規模開發，近幾年通過油藏的開發保持在較高水平。產能在第4個月后開始遞減減小，并逐步穩定，前4個月遞減為43%，第9個月為13.8%，產能遞減幅度較小。

2 開發效果評價

2.1 地層壓力

長8油藏注水區域基本處于有注無采，2016年根據注采比情況對部分井組進行降低配注，階段注采比下降至目前的1.86，

2.2水驅控制及動用程度

目前注采井組平面上存在注水控制未動用區、注采控制區、未注水區域，造成水驅控制程度較低，只有66.3%，水驅控制較低主要原因是長81-1部分井現為天然能量開發，需進一步完善注采井網。從所測吸水剖面上看，整體吸水狀況較好。

2.3存水率和水驅指數變化規律分析

從水驅指數、存水率變化情況來看，隨著注水的深入，存水率明顯明升，達到0.9，水驅指數呈現上升趨勢。2016年以后水驅指數有所下降，主要是部分轉層井為天然能量開發。綜合多種方法最終預測采收率為16.4%（表2）。

2.4 潛力分析

（1）油藏條件好，采出程度低，剩余儲量大

在注采井網不完善，注采尚不平衡的情況下，油田生產狀況依然良好，平均單井日產油1.0t，綜合含水25.8%，2018年總產油量0.86萬噸 ，累計產油 4.87萬噸，采出程度較低，具有較大的注水開發潛力。如定4900-6、定4798A-1天然能量開發，一直保持在2噸左右。

（2）平面注采完善及層間注采調整的潛力大

目前水驅控制程度較低，只有66.3%，主力層長81-1水驅控制程度只有41.5%，目前已在局部開展超前注水工作，待地層能量恢復一定程度后生產，實現產能提升。對未注水潛力區建立注采井網，建立壓力驅替系統，實現注水開發[2]。

2.5 當前開發存在主要問題

（1）水驅儲量控制及動用程度較低。已注水開發區存在有注無采、層間不對應情況，未有效動用儲量;天然能量開發區未有效進行水驅開發。

（2）層間動用不均。長8油藏主力小層為長81-1，目前開采區域主要為天然能量開發區。

（3）存在部分低產停井，壓力測試資料少，壓力恢復變化認識仍然存在不足。

3 注水開發調整對策

長8油藏主要發育兩套長81-1小層和長82-1小層兩套砂體。在注水調整過程中以長81-1小層為主，在砂體疊合區域較好的區域兼顧其它小層，采取水井分注、油井合采方式，實現層間有效動用，提高儲量動用程度。

（1）平面注采完善：在目前開發區域的基礎上，共安排轉注井7口，全面實現對目前井網的水驅控制。

（2）注水井調層統層：在層間精細對比認識的基礎上，利用現有注水井點，強化層間潛力接替，恢復地層能量。共規劃水井統層調層13口，其中封延安組4口，封長4+5層2口，與長4+5分注井2口，其余均為長8油藏層系內補孔完善。

（3）油井統層調層

長8油藏當前井網主要在北西一線展布，而長4+5、延9油藏在縱向為儲層發育較差的砂體邊部及構造低部位區域，主力生域疊合較少，可利用其它層位的停產井進行統層調層。在平面注采、層間注采層位完善的基礎上，開展超前注水工作，利用其它層系長停井及低產低效井進行層間統層調層，實現低滲透油藏的合理井網[3]，提高注采對應率，實現層間潛力的接替，提高儲量動用程度。

參考文獻：

[1]李英明.精細地質研究在低滲透油田動態開發中的應用[J].中國石油和化工標準與質量，2012，04：194.

[2]尚寶兵，廖新維，盧寧，王歡，竇祥驥，何逸凡，陳寶喆. CO_2驅水氣交替注采參數優化——以安塞油田王窯區塊長6油藏為例[J]. 油氣地質與采收率，2014（03）：70-72+77+115-116.

[3]王金路，萬軍，劉媛媛，郭浩.低滲透油田開發的合理井網[J].中國石油和化工標準與質量，2013，（23）：183.