靖邊油田墩洼油區延9油藏注水開發效果評價

張添錦，張 海，李鵬程

（1.延安大學石油學院，陜西延安 716000；2.延長油田股份有限公司，陜西榆林 718500；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600）

靖邊油田墩洼油區延9油藏注水開發效果評價

張添錦1，張 海2，李鵬程3

（1.延安大學石油學院，陜西延安 716000；2.延長油田股份有限公司，陜西榆林 718500；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林 718600）

針對靖邊油田墩洼油區延9低滲透油藏，層內非均質性強，部分注水井吸水不均，水驅規律復雜，注水調控難度大的問題，通過研究其注采對應關系，油水井生產能力，注水情況、采油速度、油藏壓力保持水平、注采井網適應性的研究，對研究區的注水開發效果進行了研究，結果表明：油藏注水時間短，地層虧空嚴重，油水井數比過高，達到4.18，大部分面積沒有水井控制，水驅控制程度只有45%左右，存水率為負的50%，導致采油速度低，目前采油速度只有0.26%；目前壓力保持程度低，壓力系數為0.43。目前油藏注水開發效果差，采出程度低，潛力大。

墩洼油區；延9油藏；開發效果評價

靖邊油田墩洼油區屬于低滲透油田，主要開采延9油藏，油井產量低，一般投產后穩產期短，動液面和產量下降較快，經過長時間的開采，油藏天然能量嚴重不足，必須采取措施，補充油藏能量開發[1-3]，然而由于靖邊油田具有儲層物性差，非均質性強等特征，同時地層裂縫發育，在注水開發過程中容易造成注水水竄嚴重，含水上升過快，水驅效率降低等現象[3-5]，因此對其進行注水開發效果評價，具有重要的實際意義。

1 墩洼油區開發現狀及開發動態分析

墩洼油區開采層位為侏羅系延安組延9油層，油層埋藏中深900 m～1 050 m，開發于2006年，采取了滾動開發的生產方式，2010年開始注水，探明含油面積15.68 km2，探明地質儲量673.13×104t。

墩洼油區在2006-2010年為未注水開發階段，單井產液量及單井產油量下降較快。從2010年開始，墩洼油區基本無新增井數，為使油區高效開發，2010年1月開始注水，日產液量、單井日產油量均顯著下降，但是6個月后注水開始見效，單井日產液量、單井日產油量上升后保持平穩，含水率保持穩定。從2014年4月進入全面注水后，單井日產液量、單井日產油量、含水率均保持穩定。

目前有油井121口，日產液量940.0 m3，日產油量118.0 t，綜合含水率為85.2%，平均單井日產液7.77 m3，平均單井日產油0.98t。注水井95口，日注水量720.0 m3，平均單井日注量15.32 m3，水驅動用面積11.75 km2，水驅動用儲量570.23×104t，水驅動用程度84.7%，原始地層壓力6.58 MPa，目前地層壓力為4.6 MPa，區域注采比為1:1.3。

2 生產能力分析

2.1 油井利用率分析

墩洼油區油井利用率從2003年5月投產開始油井利用率始終達到100%，油井利用維持在較高水平。通過同步注水穩步提升油井利用率，符合注水對油井的壓力穩定要求。同時由于超前注水對地層壓力的維持，使油井利用率得到保證[6-8]。

2.2 水井利用率分析

該區水井利用率從2007年7月注水開始以后，從開始的62%經過2年的調整后于2009年5月達到100%。在2013年經過7月到10月水井利用率下降，主要原因是遇到強降雨，之后再度回到100%的水井利用率。期間平均水井利用率為97．95%。說明注水狀況良好，不僅為己投產的油井提供了較好的注水條件；也為后來陸續投產的油井，提供了良好的早期注水條件。

3 注水情況

3.1 累計水油比分析

從墩洼油區的累計水油比與采出程度關系曲線來看，伴隨著采出程度不斷提高，水油比起初較低，隨后逐漸升高，到達最高值后隨后下降然后保持較平穩的程度（見圖1）。前期油井含水較低，隨著注水開發，含水率逐步上升，使得累計水油比較高，隨著新井逐步投入生產，更重要的是注水開始見效，產油量上升，累計水油比開始降低，故曲線較平緩；由于研究區開采時間不長，隨著油田的繼續注水開采，預計累計產油量會穩步增長，但累計產水量的增速減緩，累計水油比也將趨于下降。

圖1 采出程度與累計水油比關系圖Fig.1 Relationship between the degree of recovery and cumulative water oil ratio

3.2 水驅控制程度及注水利用率分析

3.2.1 水驅控制程度低 墩洼油藏注水時間較晚，從2003年至2008年一直缺乏注水，從2008年7月開始注水，但油水井數比較大，達到6.51，井網嚴重不完善，水驅控制程度只有45%左右。

3.2.2 存水率評價 油藏2008年7月開始注水，注水時間較短，在目前7.43%的采出程度、注采比0.05的條件下，油藏存水率雖有上升趨勢，但整體存水率很低（見圖2、圖3），說明水驅效果在變差，油藏虧空嚴重，應加強注水。在之后的生產過程中，需要調整注采結構，加強注水，提高存水率，提高注水利用率，改善水驅效果。

圖2 理論存水率與采出程度圖Fig.2 Theoretical water storage rate and recovery degree chart

圖3 實際存水率與采出程度圖Fig.3 Actual water storage rate and recovery degree chart

圖4 延9油藏綜合含水率與采出程度關系圖Fig.4 The relationship between the comprehensive water rate and the recovery degree of Yan 9

3.3 綜合含水率與采出程度關系

綜合含水率與采出程度關系曲線是油藏工程常用的一種曲線。根據墩洼井區延9油藏的生產數據，作出了該油藏綜合含水率與采出程度的關系圖（見圖4）。

從圖4可以看出：墩洼井區目前的含水率較高，采出程度較好，后期通過調整措施改善水驅效果，可進一步提高采出程度。

3.4 油井見效特征分析

墩洼油藏連通性較好，油藏目前注水井組一線油井見效達到90%以上，注水見效好，且多為多向見效。

典型井組分析：天3-02井組：該井組注水見效后，月產油量很明顯增加，后期產量雖有遞減但遞減明顯減弱。靖48189-04井見效最好，靖42142-04、天3-01油井見效程度相對較弱（見圖5）。

圖5 墩洼區域天3-02井組見效分析Fig.5 The effect analysis of Tian 3-02 well group of Dunwa oil area

天2-02井組：該井組注水見效后，遞減明顯減弱。見效較強的油井為靖45183-03，靖45183-02、靖4518 1-02油井見效程度相對較弱（見圖6）。

圖6 墩洼區域天2-02井組見效分析Fig.6 The effect analysis of Tian 2-02 well group of Dunwa oil area

統計整個油藏，明顯見效井占32.08%，一般見效井占33.96%，微弱見效井占33.96%，微弱見效井過多，主要由于井網完善欠缺（見表1）。

表1 墩洼區域注水見效統計表Tab.1 Water flooding effect statistical results of Dunwa oil area

4 注水開發效果評價

4.1 采油速度評價

油藏注水時間晚，區塊2003年投產開采，2008年開始注水，井網也欠完善，導致采油速度低，目前采油速度只有0.26%（見圖7）。

4.2 油藏壓力保持水平評價

分析墩洼油區地層壓力變化，在未注水階段，地層壓力逐年下降，2010年投入注水開發后，地層壓力逐年上升（見圖8）。

統計近兩年的測壓資料，地層壓力變化較大，從1.64 MPa～5.02 MPa，平面分布不均衡，差異較大。墩洼井區自2003年開發，2008年開始注水，注水時間較晚，原始地層壓力8.5 MPa，地層壓力分布異常偏低（見表2）。

例如：井組靖44160-06累積注采比較高，最高達到1.6，但2013年測試地層壓力只有1.64 MPa，說明地層虧空較大（見圖9）。靖41160-3油井2013年11月測壓，地層壓力只有1.64 MPa。說明注水后地層壓力仍未恢復到合理地層壓力，所以需要繼續補充注水，加大注水量。

圖7 墩洼區域采油速度圖Fig.7 Oil production velocity chart of Dunwa oil area

圖8 墩洼油區地層壓力變化圖Fig.8 Formation pressure variation of the depression in Dunwa oil area

表2 2013年壓力恢復測試統計表Tab.2 Statistics table of pressure recovery test in 2013

圖9 靖41160-06井組累積注采比分析Fig.9 Cumulative injection production ratio analysis of Jing 41160-06 well group

5 結論及建議

（1）油藏注水時間短，從2003年投產至2008年一直缺乏注水，2008年7月注水至目前，但注采比只有0.05，油水井數比達到6.51，地層虧空嚴重，存水率為負的50%。

（2）油藏壓力保持程度低，油藏壓力目前平均為3.72 MPa，相對8.5 MPa的原始地層壓力，目前壓力保持程度低，壓力系數為0.43，平面分布不均衡。

（3）油藏采油速度低，油藏注水時間晚，區塊2003年投產開采，2008年開始注水，井網也欠完善，導致采油速度低，目前采油速度只有0.26%。

（4）井網注采欠完善，油水井數比過高，達到4.18，大部分面積沒有水井控制，水驅控制程度只有45%左右。

（5）目前油藏采出程度7.43%，采出程度低，潛力大。目前油藏累積產油55.85×104t，采出程度7.43%，剩余地質儲量692.54×104t，單井平均剩余地質儲量2.52×104t，潛力較好。

［1］ 付金華，李士祥，劉顯陽.鄂爾多斯盆地石油勘探地質理論與實踐［J］.天然氣地球科學，2013，24（6）:1091-1101.

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Effect evaluation of water flooding development of Yan 9 reservoir in Jingbian oilfield Dunwa oil area

ZHANG Tianjin1，ZHANG Hai2，LI Pengcheng3
（1.College of Petrol and Environmental Engineering，Yan＇an University，Yan＇an Shanxi 716000，China；2.Yanchang Petroleum Co．，Ltd．，Yulin Shanxi 718500，China；3.Yanchang Petroleum Co．，Ltd．，Dingbian Oilfield，Yulin Shanxi 718600，China）

According to Jingbian oilfield Dunwa oil area Yan 9 low permeability reservoir, reservoir heterogeneity was strong,partial injection well absorbed water uneven,water flooding was complicated.It was difficult to control the problem of water,through research the relationship of injection production wells,oil production capacity,water injection,oil production rate and oil reservoir pressure level of wells network adaptability note,the effect of water flooding was studied.The results showed that reservoir formation time was short,stratum energy serious deficit,oil-water well ratio was too high,reached 4.18,most of the area was not well controlled,the degree of water flooding was only about 45%.Water storage rate was negative 50%,because of low production rate,the production rate was only 0.26%,the cur－rent pressure to maintain a low level,the pressure coefficient was 0.43.At present,the reservoir water injection development effect was poor,great potential.

Dunwa oil area；Yan 9 reservoir；development effect evaluation

TE357.6

A

1673-5285（2017）05-0015-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.004

2017－04-17

國家自然科學基金“陜北地區地物電磁散射與地物參數反演研究”，項目編號：61379026；延安市科學技術研究發展計劃項目“安塞油田套損井治理技術方案研究”，項目編號：2013-KG01。

張添錦，女（1982-），甘肅白銀人，講師，主講石油地質教學和研究工作，郵箱：18329909982@163.com。