刘姣，王成龙，仝波文，陈军军

油气田开发

延长油田Z221井区延安组开发效果评价

刘姣1，王成龙2，仝波文1，陈军军1

（1. 延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心， 陕西 延安 716000； 2. 延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕 西 延安 717500）

针对延长油田Z221井区延安组油井产量递减快、关停井较多等问题，本次研究利用试油试采资料，总结延安组开发特征，运用动态分析方法对研究区的开发效果进行了综合评价。研究结果表明：（1）对于边底水不发育的延9油层，油井产量下降快、含水低，通过注水可以有效补充地层能量，降低区块递减。（2）对于边底水发育的延10油层，初期产能大、含水高，边底水可以有效地补充地层能量，但是含水上升速度快，开发过程中必须考虑边底水的影响，有效控制边底水锥进。该认识对延安组同类油藏的高效开发具有一定借鉴意义。

延长油田；延安组；地层能量；效果评价

延长油田Z221井区延安组油藏自2002年投入开发以来，油井产量递减快、含水高及关停井较多等问题逐渐凸显，研究区缺乏对延安组油藏开发特征的认识，尤其在边底水能量方面研究较少。因此，通过Z221井区的开发效果评价，剖析问题存在的具体原因，从而指导延安组油藏的科学高效开发。

1 勘探开发概况

Z221井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部[1]，行政区属于陕西省志丹县樊川区块境内，工区面积14.6 km2。研究区延安组油藏勘探开发始于2002年5月，勘探开发历程可分为4个开发阶段，第一阶段（2002年5月-2002年11月）：前期勘探阶段，对区块的勘探开发潜力进行评价，共部署探井和开发井6口，平均月产油777 t，阶段累产油4 663.0 t。第二阶段（2002年11月-2004年12月）：产量上升阶段，油井数增加到20口，月产量达到1 730 t，阶段累产油31 583.4 t。第三阶段（2005年1月-2012年5月）：稳定生产阶段，油井开井数12口，月产油稳定在400 t左右，阶段累计产油36 378.7 t。第四阶段（2012年6月至今）：试验注水阶段，油井产量有所提高，含水稳定上升，部分高含水井关停，油井开井数逐年下降，阶段累计产油23 386.8 t。

截至2021年6月，区块内延安组生产井16口，开井数仅6口，油井利用率37.5%，油井月产液565方，月产油164 t，月产水367方，综合含水65%；延安组注水井4口，开井1口，月注水146.51方。累积产液254 430方，累积产油96 012 t，累计注水19 451方，累计注采比0.07，采出程度10.8%，采油速度0.22%。综合开采曲线[3]如图1所示。

Z221井区延安组的主力产层是延91层，累计产油6.91×104t，占比71.7%，目前平均单井日产油1.03 t·d-1，综合含水49.9%。延101层累计产油2.73×104t，占比28.3%，目前平均单井日产油0.66 t·d-1，综合含水77.6%。

表1 延安组油藏分层开发现状表

2 递减分析

对研究区延安组油藏的35口油井进行时间拉平，为了消除月历天数的影响，取平均单井日产油绘制曲线（图2）。在自然能量开采条件下，前6个月递减率为86.9%，前12个月递减率为66.4%，投产1年后边底水推进，地层能量得到补充，产能有所提高。对稳定生产油井的平均单井日产油曲线进行指数拟合[4-5]，拟合公式为=2.567 7-0.019，2=0.877 1，折算年递减率为20.56%，开发后期年递减率稳定在11.36%。

图2 延安组平均单井日产油时间拉平曲线指数拟合

从延91和延101油藏时间拉平产液、产油、含水变化曲线可以看出：延101油藏能量高，但递减快，投产初期平均单井日产液11.23 m3·t-1，单井日产油6.91 t·d-1，综合含水26%，投产1年后边底水推进，产液量有所上升，综合含水上升至70%，导致日产油量递减较快，两年后关停了一部分高含水井，综合含水有所下降，产量递减较慢之后保持稳定。延91油藏初期能量相对延101比较低，平均单井日产液8.24 m3·t-1，单井日产油4.96 t·d-1，综合含水27%，产量递减较慢，投产5个月以后产量保持在2.5 t·d-1，综合含水一直稳定40%左右，稳定生产一年后，产量开始下降然后保持稳定。

3 地层能量评价

3.1 产液能力分析

由于研究区延安组油藏未进行过单层测试，目前无延安组压力数据资料。故用研究区平均单井日产液量来对地层能量进行描述[2-3]。对延安组油藏平均单井日产液时间拉平曲线进行指数拟合，拟合公式为=6.137 4-0.016，2=0.829 3。从曲线中可以看出，平均单井日产液第7个月衰减10%，第15个月衰竭20%，第22个月衰减30%，第32个月衰减40%，第43个月衰减50%。

图4 延安组平均单井日产液时间拉平曲线指数拟合

3.2 边底水能量评价

由于延究区延9和延10为边底水油藏，边底水的活跃程度需要从水体大小进行判断[6-7]。通过分析底水厚度可以看出：延9油藏内边底水能量不充足，只在个别井区附近发育有底水，水体分布范围小而薄，平均水体厚度只有2.8 m。延10油藏内边底水能力充足，水体在全区连续稳定发育，水体分布较厚，平均水体厚度达到20.3 m。

选取稳定生产的有底水井16口和无底水井11口井，通过对比分析其产量和含水变化情况可以看出：投产初期，有底水井产液量、产油量均明显高于无底水井，说明有底水井的地层能力更充足，投产一年以后由于边底水推进，地层能量得到补充，产能有所提高，半年后日产液量又开始下降，有底水井综合含水明显高于无底水井。说明边底水可以有效地补充地层能量，但是容易引起底水锥进，含水上升速度快[8]。

4 试注效果分析

研究区自2012年6月开始点状试验注水，实施转注4口，平均单井日注水量5.08 m3·d-1。截至2021年6月，注水井开井1口，日注水量5 m3·d-1，其他3口处于关停状态，累计注水19 451 m3，累计注采比0.07。

以XP13井注采井组为例，XP13井2015年8月投产延91层，两口注水井同时注水，日注水12.3方，注水1年之后开始见效，XP13井产量明显提升，日产液量从3.35 m3·d-1提高至8.45 m3·d-1，日产油量从2.28 t·d-1提高至6.27 t·d-1，综合含水保持稳定。由此可以看出，通过注水可以有效地补充延安组地层能量，降低区块的递减[9]。

5 结 论

1）延9油藏边底水不发育，地层能量不足，油井产量下降快、含水低，可以通过注水有效补充地层能量，降低区块的递减。

2）延10油藏水体在全区连续稳定发育，地层能量较充足，初期产能大、含水高，边底水可以有效地补充地层能量，但是容易引起底水锥进，含水上升速度快。因此开发过程中必须考虑边底水的影响，有效控制边底水锥进[10]。

［1］陈元千. 实用油气藏工程方法[M]. 北京: 石油工业出版社，1998.

［2］SY/T 6167-1995. 油藏天然能量评价方法[S]. 1995.

［3］李传亮. 油藏工程原理[M]. 北京: 石油工业出版社，2011.

［4］朱圣举，张皎生，安小平. 剩余可采储量采油速度与Arps递减规律关系[J]. 特种油气藏，2016，23（4）：105-108.

［5］丁冠阳，黄世军，张雪娇.低渗透油藏油井递减后产量递减不确定性评价方法[J].大庆石油地质与开发，2017，36（4）：47-51.

［6］孔蒙.木34油田油水分布规律及地层能量评价[D].北京：中国石油大学（北京），2017.

［7］赵晨晖，代金友.木34边底水油藏天然能量评价研究[J].内蒙古石油化工，2014，40（15）：130-133.

［8］ 李传亮，朱苏阳.油藏天然能量评价新方法[J].岩性油气藏，2014,26（05）：1-4.

［9］李健，陈万辉.鄂尔多斯盆地靖边油田延9油藏产能差异研究[J].石油地质与工程，2011，25（1）：56-60.

［10］刘大鹏.WQ油田吴仓堡侏罗系油藏开发制约因素分析[J].辽宁化工，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

延长石油集团公司2021年科技计划青年基金项目（项目编号：ycsy2021qnjj-B-05）。

2021-12-02

刘姣（1990-），女，工程师，硕士，安徽省安庆市人，2014毕业于中国石油大学（北京）石油与天然气工程专业，研究方向：油气田开发。

TE348

A

1004-0935（2022）03-0423-04