翟海龍 王橋 周岐雙(西南油氣田公司川東北氣礦， 四川 達(dá)州 5719031)

甘谷驛長6油藏注水開發(fā)效果評價(jià)

翟海龍 王橋 周岐雙(西南油氣田公司川東北氣礦， 四川 達(dá)州 5719031)

長6油藏屬于低壓系統(tǒng)且未飽和油藏，地層壓力低且缺乏邊底水。油藏投產(chǎn)后含水率上升較快，2009年注水開發(fā)后，油藏存水率逐漸下降，到目前保持在0.65，油藏耗水率逐漸下降，到目前保持在1.4。雖然含水上升得到一定減緩，但存水率較低，耗水率較高，建議調(diào)整注采井網(wǎng)，提高注入水利用率，以取得更好的開發(fā)效果。

長6油藏；注水開發(fā)；含水；存水率；耗水率 ；調(diào)整

1 主要地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 主要地質(zhì)特征

甘谷驛長6油藏大地構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶東部。該盆地構(gòu)造形態(tài)總體為東翼寬緩、西翼陡窄的南北向不對稱矩形臺坳型盆地，盆地內(nèi)部構(gòu)造相對簡單，地層平緩，僅盆地邊緣褶皺斷裂比較發(fā)育?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔和溶蝕孔，儲層為特低孔、特低滲儲層。由于砂巖滲透率極低，毛管力作用很強(qiáng)，油水分異很差，油水混儲，無明顯的油水界面，缺乏邊、底水。所以，在以上主要作用的決定之下，在本區(qū)形成了典型的巖性油藏。長6油藏主要含油層位為三疊系延長組長6油層組。該油層組又劃分為長61、長62、長63、長64四個(gè)亞組。其中長61含油性最好，其次為長62，長63局部含油，長64最差。四個(gè)層的平均滲透率為0.725×10-3?m2，平均孔隙度為8%，平均有效厚度為4.87m。

甘谷驛長6油藏屬于低壓系統(tǒng)且未飽和油藏，飽和壓力為1.12MPa，原始?xì)庥捅葹?1.9m3/t，溶解系數(shù)為7.869m3/ MPa，壓力系數(shù)為0.64，油層地層溫度為24.6～27.5℃，地溫梯度為2.61～3.10℃/100m，原始地層壓力平均值3.33MPa。

長6油藏原油密度、黏度以及含硫量等均變化不大，屬低密度、低黏度、低凝固點(diǎn)、微含硫的常規(guī)陸相黑油。原油密度平均為0.826g/cm3。黏度為2.59～3.87mPa?s/50℃，平均為3.26mPa?s /50℃。凝固點(diǎn)-14～10℃，平均為2.8℃。含硫量0.002%～0.21%，平均0.104%。初餾點(diǎn)54.9～83.2℃，平均72.5℃。含鹽量變化較大，為11～202mg/L。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

長6油藏2008年8月投入開發(fā)，2009年采取整體早期注水開發(fā)，采用150×125矩形反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，井距為195m，排距為96m。生產(chǎn)至今，注采井?dāng)?shù)達(dá)514口(其中，油井353口，注水井161口)。

長6油藏注入層位為長61，開采層位有長61、長62、長63層位。至2011年底長6層油井平均日產(chǎn)油0.36t，累計(jì)注水22.54×104m3，累計(jì)產(chǎn)液量15.826×104m3，累計(jì)采油量達(dá)到7.88×104t，綜合含水率50.96%，采出程度達(dá)2.23%，累計(jì)注采比1.394。

1.3 油藏開發(fā)特征

1.3.1 油藏地層能量不足，壓力下降快

甘谷驛長6油藏原始地層壓力平均值為3.33MPa，飽和壓力為1.12MPa。隨著長6油藏三個(gè)區(qū)塊的開發(fā)，地層壓力也從投產(chǎn)初期3.33MPa降到目前的2.16MPa。在開發(fā)初期，由于注水不足，壓力下降較快；到2009年，通過局部細(xì)分層系、完善注采井網(wǎng)，有效的補(bǔ)充了地層能量，使地層壓力逐步回升。

1.3.2 年產(chǎn)液量、產(chǎn)油量呈上升趨勢

長6油藏2008年產(chǎn)液量為0.1×104m3，產(chǎn)油量0.07×104t，2009年初對該區(qū)實(shí)施注水開發(fā)，特別是隨著2009年6月大量油井投產(chǎn)以來，長6油藏產(chǎn)液量和產(chǎn)油量呈明顯上升趨勢。2009年至2011年的年產(chǎn)液量分別為4.28×104m3，4.82×104m3，6.63×104m3。2008年2009年至2011年的年產(chǎn)油量分別為1.51×104t，2.5×104t，2.99×104t。

1.3.3 綜合含水上升較快

2009年6月以后，由于2009年初的注水開始見效，整個(gè)區(qū)塊產(chǎn)液、產(chǎn)油量差值變大，產(chǎn)水量上升，對應(yīng)的含水率也不斷上升到近50%。

2 注水開發(fā)效果評價(jià)

2.1 含水率分析

注水開發(fā)油田含水是評價(jià)油田注水效果的重要指標(biāo),它不僅影響油田穩(wěn)產(chǎn), 更重要的是對水驅(qū)采收率及最終采收率有直接影響[1],計(jì)算公式如下:

作出長6油藏含水率與采出程度標(biāo)準(zhǔn)曲線并與實(shí)際生產(chǎn)資料進(jìn)行對比(圖1)。從曲線上可以看出：初期階段曲線較陡，說明初期主要依靠地層自身彈性能量開采,由于地層能量不足，綜合含水率迅速上升；在采出程度0.5%后,曲線變緩,說明油藏注水普遍見效, 反映該油藏的注水開發(fā)效果較好；在采出程度1%后含水曲線陡度減緩,維持在50%左右，表現(xiàn)為注入水強(qiáng)大的勢頭，反映該階段總體開發(fā)效果好。見圖1。

2.2 水驅(qū)曲線分析

水驅(qū)特征曲線分析儲量是一種用動態(tài)資料測算可采儲量運(yùn)動的方法，它能夠反映油水的基本規(guī)律，適用于油藏進(jìn)入中、高含水階段以后可采儲量的計(jì)算。甘谷驛油田長6油藏含水率均已達(dá)到51.7%。因此，可以用水驅(qū)特征曲線分析油藏可采儲量等指標(biāo)。根據(jù)甘谷驛油田長6油藏現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)，水驅(qū)特征曲線分析結(jié)果見表1。

圖1 長6油藏含水率與采出程度關(guān)系圖

表1 長6油藏水驅(qū)特征曲線分析結(jié)果參數(shù)表

2.3 油藏存水率

地下存水率是指地下存水量與累積注入量之比，是衡量注入水利用率的指標(biāo)，存水率越高，注入水的利用率越高，其計(jì)算公式為(3)：

根據(jù)注采比和含水率定義可進(jìn)一步推出綜合階段存水率與含水率的關(guān)系：

圖2表示長6油藏含水率與存水率關(guān)系圖，從圖中可以看出，隨含水率上升，存水率呈下降趨勢；注采比不同，存水率隨含水率的下降程度不同；注采比越大，其下降越小。長6油藏在開發(fā)初期，存水率隨含水率變化較??；隨井網(wǎng)加密調(diào)整，注采不斷完善，注水量不斷增大，存水率逐漸下降，即“注入水”存留在地層中的比率在減小，說明注入水量利用率降低，可能是由于注水后產(chǎn)生了比較突出的指進(jìn)。目前長6油藏存水率為0.65。

2.4 油藏耗水率

圖2 長6油藏含水率與存水率關(guān)系圖

耗水率指的是注水開發(fā)油田每采出一噸原油伴隨采出的水量，耗水率越低說明注入水利用率越高，其計(jì)算公式為：

圖3表示長6油藏生產(chǎn)時(shí)間和耗水率關(guān)系曲線圖，從圖中可以看出在2009年長6油藏注水以來，耗水率開始上升，且上升較快，其原因是由于注水滯后導(dǎo)致地層能量快速衰竭，2009年5月達(dá)到最大耗水率5.15；在2009年6月以后，隨著油井增加，產(chǎn)油量上升，耗水率開始下降，說明水驅(qū)效果好，注水利用效率變好；2010年后，隨著水井?dāng)?shù)量的增加，注采系統(tǒng)不斷完善，同時(shí)加大注水量，耗水率繼續(xù)下降，水驅(qū)效果明顯，耗水率開始維持在1.4左右?？傊乃孰m然有所下降，但依然維持在比較高的水平。

圖3 長6油藏生產(chǎn)時(shí)間和耗水率關(guān)系曲線圖

2.5 注采狀況分析

注采比(IPR)是指注入水所占地下體積與采出物(油、氣、水)所占地下體積之比，反映的是注采關(guān)系是否達(dá)到平衡。其公式為：

注采比分月注采比和累計(jì)注采比，累計(jì)注采比(CIPR)上式中注水量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量分別為累計(jì)注水量、累計(jì)產(chǎn)油量和累計(jì)產(chǎn)水量即可。

圖4為長6油藏注采比曲線圖，長6油藏自2009年1月開始注水開發(fā)，初期有45口水井注水，由于注水量偏大產(chǎn)油量較低，月注采比和累計(jì)注采比較高；后區(qū)塊進(jìn)入基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)階段、細(xì)分層系綜合調(diào)整階段，產(chǎn)量上升，月注采比和累計(jì)注采比下降；2009年6月以后通過注水井網(wǎng)調(diào)整，月注采比和累計(jì)注采比下降；從2010年后，通過局部細(xì)分層系，注采井網(wǎng)調(diào)整，同時(shí)減小注水量，累計(jì)注采比基本穩(wěn)定在目前1.39左右。就長得油藏目前現(xiàn)場數(shù)據(jù)而言，注采比雖然持續(xù)下降，但依然維持在比較高的水平。見圖4。

3 結(jié)語

通過對甘谷驛長6油藏的注水開發(fā)效果評價(jià)得出以下認(rèn)識；

(1)甘谷驛長6油藏在說明注水普遍見效，總體注水開發(fā)效果較好；

圖4 長6油藏注采比曲線圖

(2)長6油藏經(jīng)濟(jì)極限波及系數(shù)達(dá)0.8804；

(3)長6油藏存水率一直處于下降趨勢，目前為0.65，為較低水平；油藏耗水率持續(xù)下降，目前為1.4左右，為較高水平；累計(jì)注采比持續(xù)下降：目前為1.39，為較高的水平；三項(xiàng)評價(jià)指標(biāo)均表明注入水利用率較低，有提升的空間；

(4)由于注水相對滯后，導(dǎo)致地層壓力保持水平較低，含水上升快，注入水利用率低。建議對井網(wǎng)做出調(diào)整( 控水穩(wěn)油、綜合治理)，提高注入水利用率，以取得更好的開發(fā)效益。

符號說明:

Kro—— 油相滲透率；

Krw—— 水相滲透率；

Wi—— 累積注水量，104m3；

Wp—— 累積產(chǎn)水量，104m3；

Np—— 累積產(chǎn)油量，104m3；

Qo—— 月產(chǎn)油量，t；

Qw—— 月產(chǎn)水量，t；

ro—— 原油密度，g/cm3；

Winj—— 月注水量，m3；

R —— 采出程度；

Sw—— 含水飽和度；

Swc—— 束縛水飽和度；

fw—— 含水率，%；

μw—— 水的粘度，cp；

μo—— 油的粘度，cp；

Z —— 階段注采比；

Bo—— 原油體積系數(shù)。

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