甘谷驛長6油藏注水開發效果評價

翟海龍 王橋 周岐雙(西南油氣田公司川東北氣礦， 四川 達州 5719031)

甘谷驛長6油藏注水開發效果評價

翟海龍 王橋 周岐雙(西南油氣田公司川東北氣礦， 四川 達州 5719031)

長6油藏屬于低壓系統且未飽和油藏，地層壓力低且缺乏邊底水。油藏投產后含水率上升較快，2009年注水開發后，油藏存水率逐漸下降，到目前保持在0.65，油藏耗水率逐漸下降，到目前保持在1.4。雖然含水上升得到一定減緩，但存水率較低，耗水率較高，建議調整注采井網，提高注入水利用率，以取得更好的開發效果。

長6油藏；注水開發；含水；存水率；耗水率 ；調整

1 主要地質特征及開發現狀

1.1 主要地質特征

甘谷驛長6油藏大地構造位置處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶東部。該盆地構造形態總體為東翼寬緩、西翼陡窄的南北向不對稱矩形臺坳型盆地，盆地內部構造相對簡單，地層平緩，僅盆地邊緣褶皺斷裂比較發育。孔隙類型主要為粒間孔和溶蝕孔，儲層為特低孔、特低滲儲層。由于砂巖滲透率極低，毛管力作用很強，油水分異很差，油水混儲，無明顯的油水界面，缺乏邊、底水。所以，在以上主要作用的決定之下，在本區形成了典型的巖性油藏。長6油藏主要含油層位為三疊系延長組長6油層組。該油層組又劃分為長61、長62、長63、長64四個亞組。其中長61含油性最好，其次為長62，長63局部含油，長64最差。四個層的平均滲透率為0.725×10-3?m2，平均孔隙度為8%，平均有效厚度為4.87m。

甘谷驛長6油藏屬于低壓系統且未飽和油藏，飽和壓力為1.12MPa，原始氣油比為11.9m3/t，溶解系數為7.869m3/ MPa，壓力系數為0.64，油層地層溫度為24.6～27.5℃，地溫梯度為2.61～3.10℃/100m，原始地層壓力平均值3.33MPa。

長6油藏原油密度、黏度以及含硫量等均變化不大，屬低密度、低黏度、低凝固點、微含硫的常規陸相黑油。原油密度平均為0.826g/cm3。黏度為2.59～3.87mPa?s/50℃，平均為3.26mPa?s /50℃。凝固點-14～10℃，平均為2.8℃。含硫量0.002%～0.21%，平均0.104%。初餾點54.9～83.2℃，平均72.5℃。含鹽量變化較大，為11～202mg/L。

1.2 開發現狀

長6油藏2008年8月投入開發，2009年采取整體早期注水開發，采用150×125矩形反九點面積井網，井距為195m，排距為96m。生產至今，注采井數達514口(其中，油井353口，注水井161口)。

長6油藏注入層位為長61，開采層位有長61、長62、長63層位。至2011年底長6層油井平均日產油0.36t，累計注水22.54×104m3，累計產液量15.826×104m3，累計采油量達到7.88×104t，綜合含水率50.96%，采出程度達2.23%，累計注采比1.394。

1.3 油藏開發特征

1.3.1 油藏地層能量不足，壓力下降快

甘谷驛長6油藏原始地層壓力平均值為3.33MPa，飽和壓力為1.12MPa。隨著長6油藏三個區塊的開發，地層壓力也從投產初期3.33MPa降到目前的2.16MPa。在開發初期，由于注水不足，壓力下降較快；到2009年，通過局部細分層系、完善注采井網，有效的補充了地層能量，使地層壓力逐步回升。

1.3.2 年產液量、產油量呈上升趨勢

長6油藏2008年產液量為0.1×104m3，產油量0.07×104t，2009年初對該區實施注水開發，特別是隨著2009年6月大量油井投產以來，長6油藏產液量和產油量呈明顯上升趨勢。2009年至2011年的年產液量分別為4.28×104m3，4.82×104m3，6.63×104m3。2008年2009年至2011年的年產油量分別為1.51×104t，2.5×104t，2.99×104t。

1.3.3 綜合含水上升較快

2009年6月以后，由于2009年初的注水開始見效，整個區塊產液、產油量差值變大，產水量上升，對應的含水率也不斷上升到近50%。

2 注水開發效果評價

2.1 含水率分析

注水開發油田含水是評價油田注水效果的重要指標,它不僅影響油田穩產, 更重要的是對水驅采收率及最終采收率有直接影響[1],計算公式如下:

作出長6油藏含水率與采出程度標準曲線并與實際生產資料進行對比(圖1)。從曲線上可以看出：初期階段曲線較陡，說明初期主要依靠地層自身彈性能量開采,由于地層能量不足，綜合含水率迅速上升；在采出程度0.5%后,曲線變緩,說明油藏注水普遍見效, 反映該油藏的注水開發效果較好；在采出程度1%后含水曲線陡度減緩,維持在50%左右，表現為注入水強大的勢頭，反映該階段總體開發效果好。見圖1。

2.2 水驅曲線分析

水驅特征曲線分析儲量是一種用動態資料測算可采儲量運動的方法，它能夠反映油水的基本規律，適用于油藏進入中、高含水階段以后可采儲量的計算。甘谷驛油田長6油藏含水率均已達到51.7%。因此，可以用水驅特征曲線分析油藏可采儲量等指標。根據甘谷驛油田長6油藏現場生產數據，水驅特征曲線分析結果見表1。

圖1 長6油藏含水率與采出程度關系圖

表1 長6油藏水驅特征曲線分析結果參數表

2.3 油藏存水率

地下存水率是指地下存水量與累積注入量之比，是衡量注入水利用率的指標，存水率越高，注入水的利用率越高，其計算公式為(3)：

根據注采比和含水率定義可進一步推出綜合階段存水率與含水率的關系：

圖2表示長6油藏含水率與存水率關系圖，從圖中可以看出，隨含水率上升，存水率呈下降趨勢；注采比不同，存水率隨含水率的下降程度不同；注采比越大，其下降越小。長6油藏在開發初期，存水率隨含水率變化較小；隨井網加密調整，注采不斷完善，注水量不斷增大，存水率逐漸下降，即“注入水”存留在地層中的比率在減小，說明注入水量利用率降低，可能是由于注水后產生了比較突出的指進。目前長6油藏存水率為0.65。

2.4 油藏耗水率

圖2 長6油藏含水率與存水率關系圖

耗水率指的是注水開發油田每采出一噸原油伴隨采出的水量，耗水率越低說明注入水利用率越高，其計算公式為：

圖3表示長6油藏生產時間和耗水率關系曲線圖，從圖中可以看出在2009年長6油藏注水以來，耗水率開始上升，且上升較快，其原因是由于注水滯后導致地層能量快速衰竭，2009年5月達到最大耗水率5.15；在2009年6月以后，隨著油井增加，產油量上升，耗水率開始下降，說明水驅效果好，注水利用效率變好；2010年后，隨著水井數量的增加，注采系統不斷完善，同時加大注水量，耗水率繼續下降，水驅效果明顯，耗水率開始維持在1.4左右。總之，耗水率雖然有所下降，但依然維持在比較高的水平。

圖3 長6油藏生產時間和耗水率關系曲線圖

2.5 注采狀況分析

注采比(IPR)是指注入水所占地下體積與采出物(油、氣、水)所占地下體積之比，反映的是注采關系是否達到平衡。其公式為：

注采比分月注采比和累計注采比，累計注采比(CIPR)上式中注水量、產油量、產水量分別為累計注水量、累計產油量和累計產水量即可。

圖4為長6油藏注采比曲線圖，長6油藏自2009年1月開始注水開發，初期有45口水井注水，由于注水量偏大產油量較低，月注采比和累計注采比較高；后區塊進入基礎井網開發階段、細分層系綜合調整階段，產量上升，月注采比和累計注采比下降；2009年6月以后通過注水井網調整，月注采比和累計注采比下降；從2010年后，通過局部細分層系，注采井網調整，同時減小注水量，累計注采比基本穩定在目前1.39左右。就長得油藏目前現場數據而言，注采比雖然持續下降，但依然維持在比較高的水平。見圖4。

3 結語

通過對甘谷驛長6油藏的注水開發效果評價得出以下認識；

(1)甘谷驛長6油藏在說明注水普遍見效，總體注水開發效果較好；

圖4 長6油藏注采比曲線圖

(2)長6油藏經濟極限波及系數達0.8804；

(3)長6油藏存水率一直處于下降趨勢，目前為0.65，為較低水平；油藏耗水率持續下降，目前為1.4左右，為較高水平；累計注采比持續下降：目前為1.39，為較高的水平；三項評價指標均表明注入水利用率較低，有提升的空間；

(4)由于注水相對滯后，導致地層壓力保持水平較低，含水上升快，注入水利用率低。建議對井網做出調整( 控水穩油、綜合治理)，提高注入水利用率，以取得更好的開發效益。

符號說明:

Kro—— 油相滲透率；

Krw—— 水相滲透率；

Wi—— 累積注水量，104m3；

Wp—— 累積產水量，104m3；

Np—— 累積產油量，104m3；

Qo—— 月產油量，t；

Qw—— 月產水量，t；

ro—— 原油密度，g/cm3；

Winj—— 月注水量，m3；

R —— 采出程度；

Sw—— 含水飽和度；

Swc—— 束縛水飽和度；

fw—— 含水率，%；

μw—— 水的粘度，cp；

μo—— 油的粘度，cp；

Z —— 階段注采比；

Bo—— 原油體積系數。

[1]賴楓鵬,李治平,等.一種注水階段考慮含水率變化的產量預測方法[J].天然氣地球科學,2009,(5):827～830.

[2]李傳亮.油藏工程原理[M].北京：石油工業出版社,2005.

[3]張東榮,王軍，等.利用存水率與水驅指數評價油田注水效果[J].內蒙古石油化工,2000,(27):141～143.

[4]李明川,張秀麗.尕斯E31油藏注水開發效果評價[J].內蒙古石油化工,2011,(8):210～213.