塔河油田奧陶系S80縫洞單元注水效果分析

沈家寧等

摘 要：塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏具有很強的非均質性，在前期縫洞單元劃分的基礎上，進行了單元注水開發，開發效果得到明顯改善。從遞減曲線、水驅曲線、含水上升率及壓力保持程度四個方面進行評價，分析S80單元注水開發效果。通過四個開發指標的簡單分析表明單元注水驅油具有一定成效，對指導下一步縫洞單元注水開發具有一定意義。

關鍵詞：碳酸鹽巖 單元注水 效果分析

中圖分類號：TE313 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲集體以構造變形作用產生的構造裂縫與巖溶作用形成的孔、洞、縫為主，裂縫既是儲集空間，又是連通通道。儲集空間形態多樣，分布不均，大小差異大，非均質性強[1～2]。每個縫洞單元就是一個單獨的油藏，可以進行獨立的開發[3]。因此對塔河油田S80單元開展注水效果分析。

1 地質概況

塔河油田6～7區位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，艾協克2號構造上。S80單元整體位于區塊西部的構造軸部與斜坡的過渡帶，構造位置相對較低，但是在次級構造上發育多個局部構造高點。儲集空間主要以溶洞、裂縫、基質孔隙為主。整個單元面積為11.8 km2，地質儲量1393×104 t。

2 目前生產特征

S80單元從2000年9月23日開始第一口油井生產，截止到目前共有井數27口。累計產油343.7×104 t，產水71.5×104 m3。整個單元開始生產到目前大致分為：產量上升、產量下降、產量保持穩定三個階段。

第一個階段：2000年9月—2003年7月，這個期間隨著采油井數的增加，產油、產液快速上升，到達峰值時日產液量2170 t，日產油量2040 t，含水率保持在較低水平。

第二個階段：2003年8月—2008年12月，隨著采油井數保持在一定數量生產，能量損失增大，整個單元的產能快速下降，含水率穩定上升。到2008年底，日產液量已經下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三個階段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地層能量的損失、產能降低及含水率的上升，整個單元進入了注水開發階段。注水開發效果明顯，產能保持穩定，含水率上升減緩。

3 注水情況

整個S80單元于2005年6月30日開始注水，前期注水主要以試注和注水替油為主，注水量不穩定。10年開始大規模注水，注水量最大時達到1600方/天左右，隨著注水效果的變好，逐漸調整整個單元的注采比在1左右，保持了地層能量，降低了產能遞減速率。截止2013年6月底S80單元累計注水76.46×104 m3，累計增油[4]1.17×104 t，共計注水井12口。從開始注水到目前，整個單元的累計注采比為0.3451。

4 效果分析

（1）遞減分析。

對S80縫洞單元月度產油量進行曲線回歸，經過擬合對比后判斷該單元的遞減類型為指數遞減。將整個遞減過程分為兩部分（圖2）：自然遞減部分與注水水驅遞減部分。根據擬合曲線進行注水前后的相關指標計算，結果見下表2。可以看出注水后的遞減率明顯降低，預測可采儲量增長60.8×104 t，預測開發時間延長231月。

（2）水驅特征曲線。

從該單元甲型水驅特征曲線可以看出，水驅推進以后，水驅直線段非常明顯，直線段平直，穩定水驅作用時間持續的比較長，說明水驅作用比較穩定，水體供給能量充足。極限含水率定為95%時，穩定水驅期可采儲量582.9×104 t。隨著注水量的增加，穩定水驅后曲線偏向橫軸，可采儲量為618.5×104 t。說明注水驅油效果變好，提高了注水驅油效果。

（3）含水上升率。

應用單元實際生產數據，繪制S80單元含水率與采出程度關系圖版（即童氏圖版），從圖4可以看出，該單元自生產以來可以分為三個階段：第一階段在天然能量開發初期2000年9月（對應采出程度0.03）到2007年9月（對應采出程度10.9%）含水緩慢上升，曲線靠近Rm=50%的標準軸，說明開發效果好，屬于穩定的開發過程。第二階段2007年10月（對應采出程度11.01%）到2009年8月（對應采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲線嚴重偏向含水軸，含水急劇上升，單元水竄現象嚴重。第三階段2009年10月（對應采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲線又偏向Rm=50%。說明在單元堵水措施和大量注水補充能量后，可以延長油藏彈性驅階段，從而抑制底水錐進，減緩由于單元含水上升率造成的產量遞減[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）壓力保持程度。

利用地層壓力系數，將測得的S80單元油井地層靜壓折算到同一地層深度下，折算后的地層壓力變化見圖5。從圖中可以看出，2009年以前，即單元注水之前，地層壓力從2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年遞減率為0.74；注水以后，地層壓力緩慢回升，從58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上補充了地層能量。

5 結論與建議

（1）注水初期增油較快，2009年7月后注水效果較好，整體增油量呈現上升趨勢。

（2）通過應用四種方法對S80單元進行注水效果分析，發現單元注水對保持壓力和提高可采儲量有很好的作用。

參考文獻

[1] 榮元帥，李新華，劉學利，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏多井縫洞單元注水開發模式[J].油氣地質與采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 魯新便.巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲集層的非均質性[J].新疆石油地質，2003（4）：360-362.

[3] 張希明，朱建國，李宗宇，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的特征及縫洞單元劃分[J].海相油氣地質，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，趙艷艷，張杰.縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發效果評價方法[J].大慶石油地質與開發，2011，30（4）：56-58.endprint

摘 要：塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏具有很強的非均質性，在前期縫洞單元劃分的基礎上，進行了單元注水開發，開發效果得到明顯改善。從遞減曲線、水驅曲線、含水上升率及壓力保持程度四個方面進行評價，分析S80單元注水開發效果。通過四個開發指標的簡單分析表明單元注水驅油具有一定成效，對指導下一步縫洞單元注水開發具有一定意義。

關鍵詞：碳酸鹽巖 單元注水 效果分析

中圖分類號：TE313 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲集體以構造變形作用產生的構造裂縫與巖溶作用形成的孔、洞、縫為主，裂縫既是儲集空間，又是連通通道。儲集空間形態多樣，分布不均，大小差異大，非均質性強[1～2]。每個縫洞單元就是一個單獨的油藏，可以進行獨立的開發[3]。因此對塔河油田S80單元開展注水效果分析。

1 地質概況

塔河油田6～7區位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，艾協克2號構造上。S80單元整體位于區塊西部的構造軸部與斜坡的過渡帶，構造位置相對較低，但是在次級構造上發育多個局部構造高點。儲集空間主要以溶洞、裂縫、基質孔隙為主。整個單元面積為11.8 km2，地質儲量1393×104 t。

2 目前生產特征

S80單元從2000年9月23日開始第一口油井生產，截止到目前共有井數27口。累計產油343.7×104 t，產水71.5×104 m3。整個單元開始生產到目前大致分為：產量上升、產量下降、產量保持穩定三個階段。

第一個階段：2000年9月—2003年7月，這個期間隨著采油井數的增加，產油、產液快速上升，到達峰值時日產液量2170 t，日產油量2040 t，含水率保持在較低水平。

第二個階段：2003年8月—2008年12月，隨著采油井數保持在一定數量生產，能量損失增大，整個單元的產能快速下降，含水率穩定上升。到2008年底，日產液量已經下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三個階段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地層能量的損失、產能降低及含水率的上升，整個單元進入了注水開發階段。注水開發效果明顯，產能保持穩定，含水率上升減緩。

3 注水情況

整個S80單元于2005年6月30日開始注水，前期注水主要以試注和注水替油為主，注水量不穩定。10年開始大規模注水，注水量最大時達到1600方/天左右，隨著注水效果的變好，逐漸調整整個單元的注采比在1左右，保持了地層能量，降低了產能遞減速率。截止2013年6月底S80單元累計注水76.46×104 m3，累計增油[4]1.17×104 t，共計注水井12口。從開始注水到目前，整個單元的累計注采比為0.3451。

4 效果分析

（1）遞減分析。

對S80縫洞單元月度產油量進行曲線回歸，經過擬合對比后判斷該單元的遞減類型為指數遞減。將整個遞減過程分為兩部分（圖2）：自然遞減部分與注水水驅遞減部分。根據擬合曲線進行注水前后的相關指標計算，結果見下表2。可以看出注水后的遞減率明顯降低，預測可采儲量增長60.8×104 t，預測開發時間延長231月。

（2）水驅特征曲線。

從該單元甲型水驅特征曲線可以看出，水驅推進以后，水驅直線段非常明顯，直線段平直，穩定水驅作用時間持續的比較長，說明水驅作用比較穩定，水體供給能量充足。極限含水率定為95%時，穩定水驅期可采儲量582.9×104 t。隨著注水量的增加，穩定水驅后曲線偏向橫軸，可采儲量為618.5×104 t。說明注水驅油效果變好，提高了注水驅油效果。

（3）含水上升率。

應用單元實際生產數據，繪制S80單元含水率與采出程度關系圖版（即童氏圖版），從圖4可以看出，該單元自生產以來可以分為三個階段：第一階段在天然能量開發初期2000年9月（對應采出程度0.03）到2007年9月（對應采出程度10.9%）含水緩慢上升，曲線靠近Rm=50%的標準軸，說明開發效果好，屬于穩定的開發過程。第二階段2007年10月（對應采出程度11.01%）到2009年8月（對應采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲線嚴重偏向含水軸，含水急劇上升，單元水竄現象嚴重。第三階段2009年10月（對應采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲線又偏向Rm=50%。說明在單元堵水措施和大量注水補充能量后，可以延長油藏彈性驅階段，從而抑制底水錐進，減緩由于單元含水上升率造成的產量遞減[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）壓力保持程度。

利用地層壓力系數，將測得的S80單元油井地層靜壓折算到同一地層深度下，折算后的地層壓力變化見圖5。從圖中可以看出，2009年以前，即單元注水之前，地層壓力從2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年遞減率為0.74；注水以后，地層壓力緩慢回升，從58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上補充了地層能量。

5 結論與建議

（1）注水初期增油較快，2009年7月后注水效果較好，整體增油量呈現上升趨勢。

（2）通過應用四種方法對S80單元進行注水效果分析，發現單元注水對保持壓力和提高可采儲量有很好的作用。

參考文獻

[1] 榮元帥，李新華，劉學利，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏多井縫洞單元注水開發模式[J].油氣地質與采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 魯新便.巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲集層的非均質性[J].新疆石油地質，2003（4）：360-362.

[3] 張希明，朱建國，李宗宇，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的特征及縫洞單元劃分[J].海相油氣地質，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，趙艷艷，張杰.縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發效果評價方法[J].大慶石油地質與開發，2011，30（4）：56-58.endprint

摘 要：塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏具有很強的非均質性，在前期縫洞單元劃分的基礎上，進行了單元注水開發，開發效果得到明顯改善。從遞減曲線、水驅曲線、含水上升率及壓力保持程度四個方面進行評價，分析S80單元注水開發效果。通過四個開發指標的簡單分析表明單元注水驅油具有一定成效，對指導下一步縫洞單元注水開發具有一定意義。

關鍵詞：碳酸鹽巖 單元注水 效果分析

中圖分類號：TE313 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲集體以構造變形作用產生的構造裂縫與巖溶作用形成的孔、洞、縫為主，裂縫既是儲集空間，又是連通通道。儲集空間形態多樣，分布不均，大小差異大，非均質性強[1～2]。每個縫洞單元就是一個單獨的油藏，可以進行獨立的開發[3]。因此對塔河油田S80單元開展注水效果分析。

1 地質概況

塔河油田6～7區位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，艾協克2號構造上。S80單元整體位于區塊西部的構造軸部與斜坡的過渡帶，構造位置相對較低，但是在次級構造上發育多個局部構造高點。儲集空間主要以溶洞、裂縫、基質孔隙為主。整個單元面積為11.8 km2，地質儲量1393×104 t。

2 目前生產特征

S80單元從2000年9月23日開始第一口油井生產，截止到目前共有井數27口。累計產油343.7×104 t，產水71.5×104 m3。整個單元開始生產到目前大致分為：產量上升、產量下降、產量保持穩定三個階段。

第一個階段：2000年9月—2003年7月，這個期間隨著采油井數的增加，產油、產液快速上升，到達峰值時日產液量2170 t，日產油量2040 t，含水率保持在較低水平。

第二個階段：2003年8月—2008年12月，隨著采油井數保持在一定數量生產，能量損失增大，整個單元的產能快速下降，含水率穩定上升。到2008年底，日產液量已經下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三個階段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地層能量的損失、產能降低及含水率的上升，整個單元進入了注水開發階段。注水開發效果明顯，產能保持穩定，含水率上升減緩。

3 注水情況

整個S80單元于2005年6月30日開始注水，前期注水主要以試注和注水替油為主，注水量不穩定。10年開始大規模注水，注水量最大時達到1600方/天左右，隨著注水效果的變好，逐漸調整整個單元的注采比在1左右，保持了地層能量，降低了產能遞減速率。截止2013年6月底S80單元累計注水76.46×104 m3，累計增油[4]1.17×104 t，共計注水井12口。從開始注水到目前，整個單元的累計注采比為0.3451。

4 效果分析

（1）遞減分析。

對S80縫洞單元月度產油量進行曲線回歸，經過擬合對比后判斷該單元的遞減類型為指數遞減。將整個遞減過程分為兩部分（圖2）：自然遞減部分與注水水驅遞減部分。根據擬合曲線進行注水前后的相關指標計算，結果見下表2。可以看出注水后的遞減率明顯降低，預測可采儲量增長60.8×104 t，預測開發時間延長231月。

（2）水驅特征曲線。

從該單元甲型水驅特征曲線可以看出，水驅推進以后，水驅直線段非常明顯，直線段平直，穩定水驅作用時間持續的比較長，說明水驅作用比較穩定，水體供給能量充足。極限含水率定為95%時，穩定水驅期可采儲量582.9×104 t。隨著注水量的增加，穩定水驅后曲線偏向橫軸，可采儲量為618.5×104 t。說明注水驅油效果變好，提高了注水驅油效果。

（3）含水上升率。

應用單元實際生產數據，繪制S80單元含水率與采出程度關系圖版（即童氏圖版），從圖4可以看出，該單元自生產以來可以分為三個階段：第一階段在天然能量開發初期2000年9月（對應采出程度0.03）到2007年9月（對應采出程度10.9%）含水緩慢上升，曲線靠近Rm=50%的標準軸，說明開發效果好，屬于穩定的開發過程。第二階段2007年10月（對應采出程度11.01%）到2009年8月（對應采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲線嚴重偏向含水軸，含水急劇上升，單元水竄現象嚴重。第三階段2009年10月（對應采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲線又偏向Rm=50%。說明在單元堵水措施和大量注水補充能量后，可以延長油藏彈性驅階段，從而抑制底水錐進，減緩由于單元含水上升率造成的產量遞減[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）壓力保持程度。

利用地層壓力系數，將測得的S80單元油井地層靜壓折算到同一地層深度下，折算后的地層壓力變化見圖5。從圖中可以看出，2009年以前，即單元注水之前，地層壓力從2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年遞減率為0.74；注水以后，地層壓力緩慢回升，從58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上補充了地層能量。

5 結論與建議

（1）注水初期增油較快，2009年7月后注水效果較好，整體增油量呈現上升趨勢。

（2）通過應用四種方法對S80單元進行注水效果分析，發現單元注水對保持壓力和提高可采儲量有很好的作用。

參考文獻

[1] 榮元帥，李新華，劉學利，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏多井縫洞單元注水開發模式[J].油氣地質與采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 魯新便.巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲集層的非均質性[J].新疆石油地質，2003（4）：360-362.

[3] 張希明，朱建國，李宗宇，等.塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的特征及縫洞單元劃分[J].海相油氣地質，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，趙艷艷，張杰.縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發效果評價方法[J].大慶石油地質與開發，2011，30（4）：56-58.endprint