SL油田H135斷塊注水能力分析

王丹，李天月，樊毅龍

SL油田H135斷塊注水能力分析

王丹1，李天月1，樊毅龍2

（1. 西安石油大學 石油工程學院，陜西 西安 710000；2. 中國石油長慶油田第二采油廠，陜西 西安 710000）

SL油田H135斷塊屬于低滲透儲層，早期采用天然能量開采，但由于地層能量的降低，采收率迅速下降。為了提高低滲斷塊的開發效果，對油田開始實施注水措施，通過幾年的注水開發，區塊的日產油逐漸減少，采出原油的含水率也逐漸上升，所以需要系統地對該斷塊的注水能力進行研究分析，為油田后續開發提供合理的依據。對研究區的開發現狀進行動態分析，包括產能分析、遞減規律研究、注水見效分析、注水強度和注水難易分析；再運用油藏工程等方面的理論和技術，對研究區的含水率上升率、水驅指數、存水率、啟動壓力、吸水指數、注水倍數等指標對注水效果的影響進行評價。

H135斷塊； 注水能力； 注水難易；注水效果

隨著油田的持續開采，油氣井的生產量將會慢慢降低，導致這種情況的原因是前期主要采用自然能量開采，地層能量降低，采油動力不足，致使采收率降低[1]。因此，為了提升油田采收率，需要經過注水井向地層中相應產層注入水，從而增補地層中缺失能量，這樣就可以實現將原來地層能量無法驅替的原油驅替至地面[2]。

目前我國的低滲油田在開發過程中大多采取注水措施，好的開發效果帶來好的經濟效益，但是兩者之間仍然存在著很多矛盾[3]。為了獲得較高的經濟效益，需要不斷地向地層中注水，這樣就可以持續地補充和維持地層能量，提高原油采出量。為了保證能有良好的注水效果，要盡可能地使注入地層的水充分發揮作用，所以注水效果這個問題是在開發的全過程中不可忽視的問題。為了確保低滲油田的注水開發效果，需要系統地對開發區域中低滲儲層的注水能力展開深刻的研究與探討[4]。

1 注水開發現狀分析

1.1 開發簡歷及現狀

針對H135塊、H146塊、H143塊，根據開發規模和開發方式將其開發歷程劃分為3個階段：試油試采階段、大規模彈性開發階段、注水開發階段。目前為止，H135斷塊一共有64口井，開采井 59口，區塊每天平均產液541 t，每天平均產油 300 t，平均單井每天產油5.7 t，總含水為44.5％，累積采出原油1.50×106t，采出油速度為0.96%，采出量占14.3%；注水井一共25口，開井20口，每天注入水450 m3，平均每口井每天注23 m3，共注1.96×106m3，月注入與采出比為0.7，累計注入與采出比0.77，基本動液面在1 422 m左右，壓力 22.4 MPa，壓力降落22.6 MPa。

1.1.1 地層壓力

H135塊原始地層壓力45 MPa，彈性開發階段地層壓力迅速降低，降到了31.9 MPa，階段壓力降落13.1 MPa。注水開發后，壓力下降速度變緩，動液面相對較穩定在600 m左右，注水見效。由于井網不完善，油水井比例過高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現出下降趨勢，目前地層壓力為21 MPa，液面在1 200 m左右。H146塊原始地層壓力45.2 MPa，彈性開發階段壓力下降快，降為 24 MPa，動液面下降較快，至1 300 m。注水開發后，壓力降低逐漸變慢，動液面基本穩定在1 400 m，現階段地層壓力為20 MPa左右。H143塊原始地層壓力42.7 MPa，彈性開發階段壓力下降快，降為 23 MPa，動液面下降較快。注水開發后，壓力降低逐漸變慢，動液面基本穩定在1 400 m，目前地層壓力為24 MPa左右。

1.1.2 含水變化規律

通過對H135區塊等4個區塊含水的規律做調查統計，從含水的升高速度進行評價，并根據含水升高速度進行分類，結果如表1所示，得出該油藏開發效果良好。

表1 含水上升率評價開發效果表

H135塊1999年投入開發，2001年12月開始注水開發，目前累計產油4.288×105t，采出11.17%，含水26.4%，含水上升率2.4%。從含水上升率來看，屬開發效果中等的油藏。按照含水級別劃分標準（如表2所示）[5]，H135塊目前（2017.2）綜合含水26.4％，屬低含水期，H146塊目前（2017.2）綜合含水29.3％，屬中含水期，H143塊目前（2017.1）綜合含水為11.3%，屬低含水期, H110-20塊目前（2017.2）綜合含水為8.9%，屬低含水期。

表2 含水級別劃分表

每個含水階段的特征通常如下：含水的上升速度在低含水階段相對緩慢，含水的上升速度在中間含水階段相對比較快，之后含水的上升速度又變得相對緩慢，步入高含水期。常把無、低、中含水階段作為低滲油藏的重要開發階段，所以能不能加長這3個階段的時間對能否開發好這種油藏有著至關重要的影響，在主要開發階段，含水增長率對開發效果和經濟效益起著至關重要的作用。H135塊含水變化曲線如圖1所示。

圖1 H135塊含水變化曲線

由圖1可知，H135塊基本無無水期，一投產含水10％左右，2001年12月注水前含水達到30%，反映出H135塊有邊水，2004年5月后含水呈現上升趨勢，是注水引起的，最高達到45％，目前穩定在30%左右。

1.2 壓力變化規律

由于H135區塊底水不活躍，彈性開發階段地層能量迅速下降。注水后，從動態液面來看，可以保持穩定，注水見效。由于低滲油田本身的特點，其滲透率較低，壓力傳導較慢，油井壓力下降幅度大，并且油水井間出現壓差，水井壓力維持在較高水平，并不斷提高。同時，由于方案沒有按照原來實施最初設計的五點法注水井網，油水井比例過高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現出下降趨勢，如圖2所示。

圖2 H135塊地層壓力變化曲線

H135塊原始地層壓力45 MPa，彈性開發階段層壓力下降快，降為31.9 MPa，階段壓降13.1 MPa。注水開發后，壓力下降速度變緩，動液面相對較穩定在600 m左右，注水見效。由于井網不完善，油水井比例過高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現出下降趨勢，目前地層壓力為21 MPa，液面在1 200 m左右，如圖3所示。

2 注水能力評價

2.1 注水量評價

注水井日注差別比較大，部分井井況變差，單井日注下降。H135塊在2013年前，單井日注水量變化比較大，注水量在20～80 m3·d-1范圍，主要原因是H135塊初期轉注井較少，基本上是H135井一口注水井，該井注水量的變化影響到區塊的注水狀況，2013年后轉注了7口注水井，單井注水量基本穩定在30～40 m3·d-1左右，2016年8月后，由于部分水井井況變差，平均單井日注水量降到10 m3以下，圖4所示[6]。

圖3 H135塊動液面變化圖

圖4 H135塊單井日注水量

目前，H135塊注水狀況不正常，基本注不進去的有6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井，目前僅有H135-30、H135-20、H110-20井注水還算正常。

2.2 啟動壓力與吸水指數評價

隨注水時間的增加，啟動壓力相應增加，吸水指數有所減小。H135塊的啟動壓力隨時間變化曲線如圖5所示。由圖5可以看出，隨注水時間的增加，啟動壓力相應增加，反映了低滲透油藏的特點：滲透率低，壓力擴散慢[7]。

H35塊視吸水指數變化情況如圖6所示。由圖6可以看出，隨著注水時間的延長，本塊吸水指數有所減小，經過研究分析后可以得出兩個基本的影響因素：首先是因為低滲油田自身滲透率較低、孔喉半徑小，當注入水的水質不合格的時候，就很容易造成堵塞，嚴重減弱了儲層的吸水能力；其次是由于伴隨著油田的不斷開發，地層的能量不足、壓力下降導致儲層滲透率降低，從而減弱了儲層的吸水能力[8]。

圖5 H135塊啟動壓力變化曲線

圖6 H135塊視吸水指數變化曲線

2.3 存水率評價

注水初期存水率較低，隨著注采井網逐漸完善，存水率提高。

注水的目的是以水替油，如果壓力維持穩定，油層內存水量高，產出的水量低，水替換出的油就越高，注入水利用率就越好[9]。因此，注水利用率是油田開發的一項常用的非常重要的指標。這一指標不僅受儲層物性、原油性質的影響，而且也受注采井網系統、注水過程中增產措施情況的影響。在注水開發主要階段研究這一指標是非常重要的。H135塊存水率變化曲線如圖7所示。由圖7可以看出，注水初期注水井數少，注水量較少，由于注采對應關系的不完善或層間連通區域壓力的差異，同時由于局部邊水的侵入，使得注入的水并沒有完全起到驅替原油的作用，而是仍以水的形式產出或流走，因此平面及縱向上的水驅效果存在較大的差異，使得初期注入水利用率較低，且無規律性。2006年之后，隨著注水井數的增多，注水量增加，注采井網逐漸完善，注入水利用率提高，階段存水率上升到80%。

圖7 H135塊存水率變化曲線

2.4 含水與采出程度評價

H135塊實際含水-采出程度與理論曲線對比圖如圖8所示。H135塊的開發效果比較差，實際含 水-采出程度在理論曲線的上邊，說明在相同采出程度的情況下，H135斷塊的含水上升快，開發效果差。

圖8 H135塊實際含水-采出程度與理論曲線對比圖

注水效果分析：

1）影響注水效果的因素第一個是注水井位置，H135塊非常明顯，主力小層的注水井注水正常，非主力小層注水困難。

2）影響注水效果的第二個因素是低滲油藏自身的特點。低滲油藏物性差，導致注水時壓力向周圍地區傳播較慢，使得局部壓力很高，油井壓力增加幅度較小，注水井周圍憋壓，因此啟動壓力不斷增加。啟動壓力增加后，可以采取酸化壓裂提高注水量的措施，注水泵壓雖然相比初期提高不少，但是因為受到注水設備的限制，不會無限增加，與此同時有效的注水壓差有所變小，從而注水量因此減 少[10]。

3）H135塊的啟動壓力逐年增加，同時由于注水泵壓也比注水初期有所提高，注采系統相對完善，該塊的注水量沒有明顯的減少，油水井壓力差別也不大。

4）隨著各個斷塊注入井數增多，注采井網逐漸完善，注入水利用率提高，各斷塊階段存水率上升到80%以上，進一步提高注水效果。

3 結 論

本文通過對H135斷塊地質特征、儲層性質、開發動態及注水能力等各方面的研究分析之后得出以下結論：

1）注水強度逐漸提高，注水量、存水率、吸水指數等指標的計算分析之后發現，注水初期注水強度較低，隨著注采井網逐漸完善，注水強度提高。前期注水井和注水量少導致注采關系不完善，注水利用率低，之后，隨著注水井數的增多，注水量增加，注采井網逐漸完善，注水強度增加，注入水利用率提高，階段存水率上升到80%左右。

2）注水效果逐漸變好，由于前期低滲油藏本身因素物性差，注水向周圍擴散慢，壓力傳播慢及注水井位置不完善導致非主力小層注水困難，使得前期注水效果差。后期由于酸壓增注及注水井、注水量的提高，使注水效果逐漸變好。

3）目前注水狀況不正常，基本注不進去的有 6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井。斷塊注水較困難，主要是由于H135斷塊滲透率低，注水壓力傳遞慢、注水水質不合格導致孔隙堵塞。

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Analysis on Water injection capacity of H135 Fault Block in SL oilfield

1,1,2

（1. Xi’an Shiyou University, Xi’an Shaanxi 710000, China;2. PetroChina Changqing Oilfield No.2 Oil Production Plant, Xi’an Shaanxi 710000, China）

The H135 fault block in SL oilfield is a low permeability reservoir. Natural energy was used in the early stage of exploitation. However, due to the decrease of formation energy, the recovery efficiency decreased rapidly. In order to improve the development effect of low permeability fault-block, so oilfield water injection measures were used, through years of water flooding development, daily oil production in the block gradually reduced, the moisture content of produced oil also gradually rose.Therefore, it is necessary to systematically study and analyze the water injection capacity of the fault block, so as to provide a reasonable basis for the subsequent development of the oilfield. In this paper,dynamic analysis of the development status of the study area was carried out, including productivity analysis, decline law study, water injection effectiveness analysis, water injection intensity and water injection difficulty analysis.Then the influence of water cut increase rate, water flooding index, water retention rate, starting pressure, water absorption index, water injection multiple and other indicators on the water injection effect in the study area was evaluated by the theory and technology of reservoir engineering.

H135 block; Water injection capacity; Water injection difficulty; Water injection effect

TE357.6

A

1004-0935（2022）02-0272-05

2021-08-01

王丹（1997-），男，陜西省寶雞市人，碩士，研究方向：石油與天然氣工程。