寨子河長9油層注水開發效果分析

柳朝陽, 馬慶，吳寶祥

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寨子河長9油層注水開發效果分析

柳朝陽1, 馬慶2，吳寶祥3

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

寨子河長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-溶解氣驅油氣藏。2010年開始寨子河長9油層實施注水開發。針對寨子河區塊近幾年注水開發特征，分別從井網適應性、注采比、地層壓力恢復情況以及典型井組見水見效情況等方面進行了分析研究，剖析了目前寨子河長9油層注水開發面臨的問題，提出了相應的注水開發技術對策。

寨子河長9油層；注水開發；技術對策

1 區塊概況

寨子河位于吳起縣南部洛源鄉三道川下游洛河西岸境內，地處黃土高原中部，地面海拔1247~1663 m，地表相對高差100~300 m左右。該區長9油層在寨子河油區中部（圖1），長9開發區面積29.49 km2，主要層位是長91油層。

圖1 寨子河長9油層分布圖(紅色圈)

2 油藏基本特征

寨子河長9油層受巖性－物性控制為主，沿主砂體帶狀分布，連續性較好，局部發育鼻狀構造。根據該區高壓物性資料，長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9油層屬于低孔、特低滲油藏，油藏類型為彈性-溶解氣驅油氣藏。

3 區塊開發現狀

截止2016年底，寨子河長9區塊共有油井162口，開井137口，日產液193.01 m3，日產油127.85 t，單井日產油0.93 t，綜合含水22.07%，年產液7.06×104m3，年產油4.68×104t，累計產液53.32×104m3，累計產油39.39×104t。該區共有注水井53口，開井53口，累計注水64.4×104m3，月注采比1.57，累計注采比1.07，地層虧空4.12×104m3。

4 井網適應性分析

寨子河長9油層主要上按照反九點正方形井網實施，局部井網不規則（反七點菱形），總體平面上井網較規范（圖2）。通過對該區53個井組受益情況統計分析，其中四項受益井有8口，三向受益井有17口，兩項受益的有76口，單項受益的有55口。

圖2 寨子河長9油層井網分布圖

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、裂縫疏導水有關，與原油性質和開發階段有關系。統計分析表明，對于低滲油藏平衡注采比可以按以下公式進行計算。

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。

寨子河長91地層平均砂厚20 m，平均油厚10 m，現階段長91油藏含水處于20%~25%之間，原油體積系數約為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91平衡注采比和含水率關系圖

通過對項目區井組累計注采情況分析表明，53個注采對應井組中，16個井組注采比大于2.0，17個井組注采比介于1.0至2.0之間，10個井組注采比介于0.5至1.0之間，10個井組注采比小于0.5，部分區域處于虧空狀態。

6 壓力保持水平分析

寨子河長9油層原始地層壓力18.1 MPa，早期采用依靠地層能量開發，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實施注水開發，地層壓力下降趨勢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 注水開發效果分析

7.1 整體開發效果分析

根據寨子河長9油層歷年綜合開發曲線圖可以看出（圖5），在2010年開始大規模注水后，長9油層日產油遞減趨勢明顯變緩，含水率在2011年達到最低，隨著規模注水開發，含水率以每年3個百分點的趨勢上升。2014年開始實施精細注水調整，區域產油量整體呈緩慢上升趨勢。

圖4 寨子河長91歷年壓力柱狀分布圖

圖5 寨子河長9油層歷年綜合開發曲線圖

7.2 見效井組分析

選取該區典型23-93-4井組進行分析（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間較長，開始注水時間相對滯后，因此地層壓力恢復時間長，注水見效時間相對較晚。在注水20個月后2014年10月，井組產液和產油開始上升，月產油達到680 t，綜合含水穩定在6%左右，注水見效明顯。

7. 3 見水井組分析

選取該區典型23-81-1井組進行分析（圖7）。

圖7 寨子河23-81-1井組月注采開發曲線圖

該注水井組于2010年8月開始注水。注水前該井組產液和產油逐月下降，開始注水后14個月，井組產油下降明顯變緩，含水基本不變； 2014年8月開始產液上升明顯，產油下降，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 結論

（1）寨子河長9油層開發區由于單項雙項受益井較多，水驅控制程度較低，縱向上層間矛盾突出，應進一步提高縱向上注采對應率。

（2）寨子河長9油層開發區的月注采比1.57，累計注采比1.07，遠低于平衡注采比2.2，地層虧空4.12×104m3，且長9油層目前地層壓力保持水平較低，遠不能滿足油田開采的需要，因此建議后期應不斷加強注水，補充地層壓力，恢復地層能量。

（3）寨子河長9油層高含水井所處位置為北東-南西向，方向與該區井排方向一致，建議對部分高含水油井實施轉注，將反九點井網調整為排狀注水，提高水驅開發效果。

［1］廉慶存.油藏工程[M]. 北京:石油工業出版社,2006.

［2］王瑞飛,國殿斌.深層高壓低滲透油田開發[M].北京:地質出版社,2012.

［3］劉文嶺,王經榮,胡水清,等.高含水油田精細油藏描述特色使用技術[M].北京:石油工業出版社,2014.

［4］王香增.特低滲油藏采油工藝技術[M].石油工業出版社,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，碩士學位，陜西省延安市人，2009年畢業于長安大學地質學專業，研究方向：油氣田開發。