靖邊油田張天賜區塊注水開發調整對策研究

李鵬飛，程 妮，肖 鄂，井康康，馬鈺凱

（延長油田股份有限公司勘探開發技術研究中心，陜西延安 716000）

“十四五”期間，延長石油集團公司提出了“少打井、多出油、提高采收率”的發展戰略，延長油田恰逢良機，應勢開展新一輪“三年精細注水”會戰，因此，搞好新城張天賜區域的油藏地質研究，提升區塊開發效果十分必要，是實現延長油田科技增效的有效途徑，必將為整個靖邊采油廠類似區塊提高開發水平提供參考。

1 研究區概況

鄂爾多斯盆地侏羅系延安組油藏具有“小而肥”的 特點，其分布受前侏羅紀古地貌的顯著影響[1-4]。三疊紀末，鄂爾多斯盆地在印支運動作用下發生構造抬升，造成了延長組頂部的不整合[5-6]。鄂爾多斯盆地的構造活動弱，發育有小型斷裂和低幅度構造。因此，延安組油藏除了受到前侏羅紀古地貌的影響，還明顯受控于低幅度構造和斷裂[7-8]。靖邊油田為延長油田股份有限公司所轄油田之一，新城油區張天賜區塊是靖邊油田的一個開發區塊，位于榆林市靖邊縣新城鄉，緊鄰中山澗和王渠則開發區，構造位置位于鄂爾多斯盆地一級構造單元陜北斜坡的中部。陜北斜坡為鄂爾多斯盆地的主體部分，主要形成于早白堊世，為一平緩的西傾單斜，內部構造簡單，地層傾角一般小于lo，坡降8 m/km 左右，局部發育低幅度鼻狀隆起和小型構造[9]。研究區主力開發層系為侏羅系延9油層組，屬于構造-巖性油藏。

2 開發現狀

截至2022年9月底，研究區內共有開發井469口，其中油井389 口，開井215 口。日產液1 169.86 m3，日產油278.81 t，綜合含水72%；平均單井日產液5.44 m3，單井日產油1.30 t；累計產液205.98×104m3，累計產油68.92×104t；2021 年采油速度1.2%，采出程度7.74%。注水井80 口，開井65 口，日實注701.13 m3。平均單井日注水量10.78 m3，累計注水量123.70×104m3，累計注采比0.60，綜合遞減率為5.64%，如圖1所示。

圖1 新城張天賜區塊歷年產量柱狀圖

2.1 產量分析

截止2022 年9 月底，張天賜區塊有389 口采油井，開井215口，其中單井日產小于1 t 的有111口，占總開井數的51%，單井日產1~2 t 的有55口，占總開井數的26%，單井日產在2~3 t 的有20口，占總開井數的9%，單井日產3~5 t 的有21口，占總開井數的10%，單井日產大于5 t 的有8口，僅占總開井數的4%。

2.2 含水分析

新城張天賜區塊投產初期主要依靠天然能量開發，在2014年含水率為40%，隨著采出程度的增加，含水率不斷升高，在2016年7月進入注水開發階段，隨著采出程度和注水量的增加，2017年含水率上升最快，從44%上升到62%，含水率上升了18%，到2022年，采出程度為7.74%，累積注水量為123.7萬m3，含水率逐步穩定在72%左右，如圖2 所示。目前，張天賜研究區有389口采油井，開井215口，單井含水率小于20%的井有13 口，占總開井數的6%；含水率20%~60%的井有57口，占比26%；含水率60%~80%的51 口，占比24%；含水率大于80%的井有94 口，占比44%，如表1所示。

表1 張天賜研究區油井含水級別統計表

圖2 張天賜研究區采出程度與含水率變化曲線

3 面臨的主要矛盾

3.1 注采井網不完善，水驅控制程度低

注采井網也是一個影響油井單井日產不可忽視的因素[10]。張天賜區塊以菱形反九點注采井網為主，不規則注采井網為輔。油藏邊部局部區域由于儲層連續性差，注采井網不完善，平面水驅控制程度低，地層能量補充不足，生產時表現為“注不進去，采不出來”[11]。

當前研究區目前共有采油井389口，注水井80口，注采井數比達到1 ∶4.86，平面水驅控制程度僅為60%，剩余未注水面積3.2 km2，水驅控制范圍之外儲量139.2萬t。通過完善新建產能區域注采井網，可以大幅提升水驅控制程度。

3.2 注采對應率低，水驅動用程度差

延安組發育有多套含油砂體，砂體變化較快，注采對應率低。目前新城張天賜區塊注水區總體注采對應率達65.7%，延91小層注采對應率為63.8%；延921小層注采對應率為24.7%；延922小層的注采對應率最高達85.5%。

目前該區塊共有31個井組，69個井層存在有采無注、有注無采的現象。注采對應關系不完善的井組，有采無注或有注無采的砂體由于注水波及不到，導致縱向上部分層段儲量基本未動用。

3.3 油井利用率低

目前新城張天賜開發單元共有采油井389口，關停井128口，油井利用率為67%。經過調研，因低產低效井關井96口，高含水關井26口，其他原因（干井、未安裝等）關井6口。從關停井類型來看，各井區均以低產低效關停井為主，其次是高含水關停井。

4 開發調整技術研究

結合研究區的油藏地質特征、動態分析以及開發效果評價，在考慮經濟效益的同時，在具體實施過程中遵循以下原則。

1）調整后能獲得較好經濟效益，即少投入多產出。2）調整后能提高油田可采儲量和最終采收率。3）調整后可緩解油田目前開發矛盾，改善開發效果。

4）調整后的開發部署與原井網相協調。

5）調整的對象具有可供調整的物質基礎和調整條件。

4.1 完善注采井網

張天賜區域早期開發的各井區已形成了一定的注采井網，基本實現了注水開發。但后期擴邊開發的部分井區尚未注上水，本次部署以這些擴邊開發區為重點，兼顧其他井網不完善區域，通過內部完善和外部擴邊部署，實現區域全面的水驅控制。

在研究區現有井網和井區主力油層分布的基礎上，結合區域構造特點，分井區完善注采井網，實現區域注水全覆蓋。通過本次調整，共投轉注35口井，新增水驅面積3.7 km2，新增水驅控制儲量159.11×104t，水驅控制程度由55%提升至70.87%。

4.2 注采對應調整

結合小層對比劃分結果，研究區主力開發小層分布在Y91、Y921和Y922，各井區主力產層不一，以各井區主力小層為基礎，調整注采結構，完善注采對應，擴大各井區縱向上水驅波及體積，提升儲量動用程度，計劃各井區調層補孔19井次，補孔均需采用1 m 增效彈，孔密控制在16孔/m 內，補孔后注采對應率由65.7%提升至84.55%。

4.3 關停井恢復

新城張天賜區塊于2016年投入注水開發后，地層能量逐步得到恢復，初步排查后，按照關停原因是否低產低效、是否在注采井網之內、目前受益方向、鄰井目前產狀、現場是否具備恢復條件，在低產低效關停井篩選出18口井，建議分3批展開恢復，其中16口井先直接恢復，復抽后根據實際產狀制定下步措施方案，2口井結合鄰井產狀及注采對應情況開展補孔作業。

4.4 合理的注水強度

注水強度是油藏注水開發的重要參數之一，注水強度過小直接影響油井產量，注水強度過大引起注水推進過快，油井見水快。因此合理的注水強度有利于提高油藏的開發水平。

根據研究區資料，經驗公式法綜合公式算得該區塊注水強度為2.08 m3/（d·m），統計研究區2015—2019年11口注水井19段吸水測試資料，計算該區吸水強度介于0.71~2.89 m3/（d·m），平均吸水強度為1.48 m3/（d·m）。綜合公式計算和研究區吸水測試資料，張天賜區域最佳吸水強度為1.5 m3/（d·m）。

研究區自開發以來，注采比一直保持較低的水平，累計注采比為0.58。截至2021年底，區塊累計地層虧空74.74萬m3，根據2021年壓力測試結果，區塊平均地層壓力為5.42 MPa，地層壓力保持水平為51.6%。較低的注采比不僅造成地層壓力逐年下降，虧空加大，同時研究區開發效果逐年變差。

根據研究區開發現狀，結合投轉注方案部署，分批轉注35口井后，研究區注水井將達到100口，提升區塊注水量，及時補充地層能量有了實現的可能。根據各注水井的砂體厚度，依據張天賜區域最佳吸水強度為1.5 m3/（d·m）實施。實施后，研究區初期注水量由760 m3/d 上升至1 505 m3/d，注采比由0.6上升至1.3，后期要結合研究區的開發實際適時開展配注調整。

5 結束語

1）完善注采井網和提高注采對應率是低孔低滲油田開發調整的主要手段，是提高采收率及油田產量行之有效的措施。

2）針對研究區塊存在的主要矛盾以及開發中出現的具體問題，針對性地調整開發對策是提高油田產能和開發效果的有效手段。

3）關停井恢復是提高油井利用率的主要方法。

4）合理的注水強度是解決油田穩產和地層壓力低的有效手段，目前該區塊注水強度為1.5 m3/（d·m）。