延長油田N 區長6 差薄油層注水開發效果分析

韓帥(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

1 研究區基本概況

延長油田N 區位于陜北斜坡中部，地層傾角小于1°(千米坡降為7～10m)，內部構造簡單，局部發育差異壓實形成的鼻狀構造，屬構造-巖性油藏。

研究區儲層非均質嚴重，平面上連續性差，厚度較薄的“土豆”狀、窄條狀小油砂體極為發育。開發過程中，受平面及縱向非均質影響，這類儲層一般動用狀況差，通過差薄油層識別和開發對策研究，對提高研究區和同類油田水驅采收率具有重要的現實意義和指導價值。

2 差薄油層的定義及識別標準

2.1 常規油層識別標準

常規油層識別標準見表1。

表1 常規油層識別標準

2.2 差油層識別標準

差油層物性上限應為常規油層的下限，研究區確定低效井的產量為壓裂后初周月產量低于0.24t/d，此處將低效井油層參數最低值作為判別差油層的最小值。物性標準：5%＜φ＜8%，0.1×10-3μm2＜K＜0.2×10-3μm2；電性標準：216μm/s＜Δt＜221μm/s， 35Ω·m＜Rt＜38Ω·m。

2.3 薄油層識別標準

薄油層識別標準見表2。

表2 薄油層識別標準

對研究區500 多口井測井資料二次解釋發現，研究區221口井在長6 段分布有差薄油層，據統計差薄油層總層數為439層，平均單井分布差薄油層1.98 層，縱向上差薄油層在各個小層均有分布，潛力較大。而實際射孔投入生產的差薄油層僅占8.7%，儲量為3.39×104t，儲量動用程度為3.6%。

3 研究區注水開發

3.1 注水開發可行性分析

(1)研究區儲層填隙物以方解石、水云母、硅質為主，平均含量分別為1.84%、1.34%、1.38%，填隙物中敏感礦物含量低，有利于注水開發。

(2)儲層敏感性分析表明研究區長6 儲層敏感性具有弱水敏、鹽敏、速敏，強酸敏的特點，有利于注水開發。

(3)研究區長6 無注水期驅油效率平均為39.58%。最終水驅油效率平均為59.31%，說明注水開發可提高最終采收率。

3.2 差薄油層注水效果分析

(1)區域效果分析

通過對比注水區域和非注水區域差薄油層井的月產油數據，注水區域平均單井月產量為7.3m3，非注水區域平均單井月產量為5.16m3。注水區域差薄油層井產油量較非注水區域差薄油層井產油量要高，說明注水對提高差薄油層井的產油量具有較明顯的效果。

(2)單井效果分析

針對研究區的注水區域，對已經射孔投產的差薄油層井N1井、N2 井兩口井進行分析，通過研究差薄油層井與注水井之間的連通性以及注采對應關系，分析差薄油層注水見效情況。

①N1 井

N1 井射孔井段581.0～583.0m，段長2m，薄油層井段580.63～582m，周邊有N1-1、N1-2 和N1-3 三口注水井，其對應的薄油層層位為長61-2。注水受效前平均日產油量0.21m3/d，注水受效后平均日產油量0.49m3/d，見圖1。

②N2 井

N2 井射孔層段分別為600.0～602.0m、658.0～661.0m，而薄油層層段為658.0～659.6m，N2-1 射孔層段為629～631.5m，N2-2 井射孔層段為625.0～627.0m，其對應的薄油層層位為長61-3。注水受效前平均日產油量0.11m3/d，注水受效后平均日產油量0.46m3/d，見圖2。

3.3 地層能量評價

本區平均原始地層壓力為3.47MPa。根據收集到的地層壓力資料，研究區長6 儲層地層壓力長期維持在較低水平，地下虧空嚴重。通過研究區N1 井和N2 井注水前后壓力變化發現，

圖1 N1井注水受效情況分析

圖2 N2井注水受效情況分析

注水后N1 井和N2 井地層壓力恢復明顯，見圖3。

3.4 水驅采收率分析

在計算差薄油層注水開發水驅采收率時，依據現有的差薄油層油水相滲曲線，并考慮垂向非均質性等因素，通過以下公式計算采收率：

式中：Boi為原始原油體積系數；Bo為目前原油體積系數；Swe為含水率達到98%時，油水前沿后的平均含水飽和度；Swc為共存水飽和度；ER為最終采收率；C為校正系數；計算得出最終采收率ER=16.3%。

4 結語

(1)研究區長6 差薄油層鉆遇率高，平均單井鉆遇差薄油層1.98 層，縱向上差薄油層在各個小層均有分布，潛力較大。

(2)注水區域差薄油層井產油量較非注水區域差薄油層井產油量要高，注水區域平均單井月產量為7.3m3，非注水區域平均單井月產量為5.16m3，注水開發效果明顯。單井N1 井和N2井差薄油層注水受效明顯。

(3)研究區差薄油層水驅采收率能達到16.3%，可實行注水開發。