寨子河長(zhǎng)9油層注水開發(fā)效果分析

柳朝陽, 馬慶，吳寶祥

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寨子河長(zhǎng)9油層注水開發(fā)效果分析

柳朝陽1, 馬慶2，吳寶祥3

（1. 延長(zhǎng)油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716001； 2. 延長(zhǎng)油田股份有限公司南泥灣采油廠，陜西 延安 716001 ； 3. 延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 716001）

寨子河長(zhǎng)9油層平均孔隙度為7.99%，平均滲透率為3.5×10-3μm2，油藏類型屬于典型的低孔、特低滲彈性-溶解氣驅(qū)油氣藏。2010年開始寨子河長(zhǎng)9油層實(shí)施注水開發(fā)。針對(duì)寨子河區(qū)塊近幾年注水開發(fā)特征，分別從井網(wǎng)適應(yīng)性、注采比、地層壓力恢復(fù)情況以及典型井組見水見效情況等方面進(jìn)行了分析研究，剖析了目前寨子河長(zhǎng)9油層注水開發(fā)面臨的問題，提出了相應(yīng)的注水開發(fā)技術(shù)對(duì)策。

寨子河長(zhǎng)9油層；注水開發(fā)；技術(shù)對(duì)策

1 區(qū)塊概況

寨子河位于吳起縣南部洛源鄉(xiāng)三道川下游洛河西岸境內(nèi)，地處黃土高原中部，地面海拔1247~1663 m，地表相對(duì)高差100~300 m左右。該區(qū)長(zhǎng)9油層在寨子河油區(qū)中部（圖1），長(zhǎng)9開發(fā)區(qū)面積29.49 km2，主要層位是長(zhǎng)91油層。

圖1 寨子河長(zhǎng)9油層分布圖(紅色圈)

2 油藏基本特征

寨子河長(zhǎng)9油層受巖性－物性控制為主，沿主砂體帶狀分布，連續(xù)性較好，局部發(fā)育鼻狀構(gòu)造。根據(jù)該區(qū)高壓物性資料，長(zhǎng)9油藏的飽和壓力為9.39 Mpa，原始地層壓力18.1 Mpa，地飽壓差8.71 Mpa。油藏中飽和壓力/原始地層壓力的比值為0.52，單次脫氣氣油比62.58 m3/m3，長(zhǎng)91油層組孔隙度范圍4.95%～14.1%，平均7.99%；滲透率（0.01～31.66）×10-3μm2，平均3.5×10-3μm2。寨子河長(zhǎng)9油層屬于低孔、特低滲油藏，油藏類型為彈性-溶解氣驅(qū)油氣藏。

3 區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀

截止2016年底，寨子河長(zhǎng)9區(qū)塊共有油井162口，開井137口，日產(chǎn)液193.01 m3，日產(chǎn)油127.85 t，單井日產(chǎn)油0.93 t，綜合含水22.07%，年產(chǎn)液7.06×104m3，年產(chǎn)油4.68×104t，累計(jì)產(chǎn)液53.32×104m3，累計(jì)產(chǎn)油39.39×104t。該區(qū)共有注水井53口，開井53口，累計(jì)注水64.4×104m3，月注采比1.57，累計(jì)注采比1.07，地層虧空4.12×104m3。

4 井網(wǎng)適應(yīng)性分析

寨子河長(zhǎng)9油層主要上按照反九點(diǎn)正方形井網(wǎng)實(shí)施，局部井網(wǎng)不規(guī)則（反七點(diǎn)菱形），總體平面上井網(wǎng)較規(guī)范（圖2）。通過對(duì)該區(qū)53個(gè)井組受益情況統(tǒng)計(jì)分析，其中四項(xiàng)受益井有8口，三向受益井有17口，兩項(xiàng)受益的有76口，單項(xiàng)受益的有55口。

圖2 寨子河長(zhǎng)9油層井網(wǎng)分布圖

5 注采比分析

低滲透油藏平衡注采比與泥巖吸水、無效厚度吸水、裂縫疏導(dǎo)水有關(guān)，與原油性質(zhì)和開發(fā)階段有關(guān)系。統(tǒng)計(jì)分析表明，對(duì)于低滲油藏平衡注采比可以按以下公式進(jìn)行計(jì)算。

其中:平衡注采比;

-砂層厚度，m;

-有效厚度，m;

f-含水率;

o-原油體積系數(shù)。

寨子河長(zhǎng)91地層平均砂厚20 m，平均油厚10 m，現(xiàn)階段長(zhǎng)91油藏含水處于20%~25%之間，原油體積系數(shù)約為1.15，因此平衡注采比位于2.2~2.23之間（圖3）。

圖3 寨子河長(zhǎng)91平衡注采比和含水率關(guān)系圖

通過對(duì)項(xiàng)目區(qū)井組累計(jì)注采情況分析表明，53個(gè)注采對(duì)應(yīng)井組中，16個(gè)井組注采比大于2.0，17個(gè)井組注采比介于1.0至2.0之間，10個(gè)井組注采比介于0.5至1.0之間，10個(gè)井組注采比小于0.5，部分區(qū)域處于虧空狀態(tài)。

6 壓力保持水平分析

寨子河長(zhǎng)9油層原始地層壓力18.1 MPa，早期采用依靠地層能量開發(fā)，地層能量下降快，地層壓力保持水平僅為35%左右（圖4）。

隨著2010實(shí)施注水開發(fā)，地層壓力下降趨勢(shì)得到控制并有一定程度回升，目前地層壓力保持水平為原始地層壓力的49%。

7 注水開發(fā)效果分析

7.1 整體開發(fā)效果分析

根據(jù)寨子河長(zhǎng)9油層歷年綜合開發(fā)曲線圖可以看出（圖5），在2010年開始大規(guī)模注水后，長(zhǎng)9油層日產(chǎn)油遞減趨勢(shì)明顯變緩，含水率在2011年達(dá)到最低，隨著規(guī)模注水開發(fā)，含水率以每年3個(gè)百分點(diǎn)的趨勢(shì)上升。2014年開始實(shí)施精細(xì)注水調(diào)整，區(qū)域產(chǎn)油量整體呈緩慢上升趨勢(shì)。

圖4 寨子河長(zhǎng)91歷年壓力柱狀分布圖

圖5 寨子河長(zhǎng)9油層歷年綜合開發(fā)曲線圖

7.2 見效井組分析

選取該區(qū)典型23-93-4井組進(jìn)行分析（圖6）。

圖6 寨子河23-93-4井組月開采曲線圖

由于該井組依靠天然能量開采時(shí)間較長(zhǎng)，開始注水時(shí)間相對(duì)滯后，因此地層壓力恢復(fù)時(shí)間長(zhǎng)，注水見效時(shí)間相對(duì)較晚。在注水20個(gè)月后2014年10月，井組產(chǎn)液和產(chǎn)油開始上升，月產(chǎn)油達(dá)到680 t，綜合含水穩(wěn)定在6%左右，注水見效明顯。

7. 3 見水井組分析

選取該區(qū)典型23-81-1井組進(jìn)行分析（圖7）。

圖7 寨子河23-81-1井組月注采開發(fā)曲線圖

該注水井組于2010年8月開始注水。注水前該井組產(chǎn)液和產(chǎn)油逐月下降，開始注水后14個(gè)月，井組產(chǎn)油下降明顯變緩，含水基本不變； 2014年8月開始產(chǎn)液上升明顯，產(chǎn)油下降，含水明顯升高，井組見水，3口受益井所處位置均在井排方向上（北東-南西走向）。

8 結(jié)論

（1）寨子河長(zhǎng)9油層開發(fā)區(qū)由于單項(xiàng)雙項(xiàng)受益井較多，水驅(qū)控制程度較低，縱向上層間矛盾突出，應(yīng)進(jìn)一步提高縱向上注采對(duì)應(yīng)率。

（2）寨子河長(zhǎng)9油層開發(fā)區(qū)的月注采比1.57，累計(jì)注采比1.07，遠(yuǎn)低于平衡注采比2.2，地層虧空4.12×104m3，且長(zhǎng)9油層目前地層壓力保持水平較低，遠(yuǎn)不能滿足油田開采的需要，因此建議后期應(yīng)不斷加強(qiáng)注水，補(bǔ)充地層壓力，恢復(fù)地層能量。

（3）寨子河長(zhǎng)9油層高含水井所處位置為北東-南西向，方向與該區(qū)井排方向一致，建議對(duì)部分高含水油井實(shí)施轉(zhuǎn)注，將反九點(diǎn)井網(wǎng)調(diào)整為排狀注水，提高水驅(qū)開發(fā)效果。

［1］廉慶存.油藏工程[M]. 北京:石油工業(yè)出版社,2006.

［2］王瑞飛,國(guó)殿斌.深層高壓低滲透油田開發(fā)[M].北京:地質(zhì)出版社,2012.

［3］劉文嶺,王經(jīng)榮,胡水清,等.高含水油田精細(xì)油藏描述特色使用技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2014.

［4］王香增.特低滲油藏采油工藝技術(shù)[M].石油工業(yè)出版社,2013.

Analysis on Water Injection Development Effect of Zhaizihe Chang 9 Oil Reservoir

1,2,3

（1. Yanchang Oilfield Company Exploration & Development Technology Research Center, Shaanxi Yan’an 716001, China；2. Yanchang Oilfield Company Nanniwan Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716001, China；3. Yanchang Oilfield Company Wuqi Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716001, China）

The average porosity of Zhaizihe Chang 9 reservoir is 7.99%, the average permeability is 3.5 mD, the reservoir type belongs to typical low porosity and ultra-low permeability elastic dissolved gas reservoirs. In 2010, Zhaizihe Chang 9 reservoir was developedby water injection way. In recent years, waterflooding characteristics, well pattern adaptability, injection production ratio, formation pressure recovery and typical water wells in Zhaizihe block were analyzed respectively.Some problems in the waterflood development in Zhaizihe Chang 9 reservoir were discussed, and corresponding technical measures for water injection development were put forward.

Zhaizihe Chang 9 reservoir; waterflooding ; technical countermeasures

TE 357

A

1004-0935（2017）10-0982-03

2017-08-08

柳朝陽（1986-），男，工程師，碩士學(xué)位，陜西省延安市人，2009年畢業(yè)于長(zhǎng)安大學(xué)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)。