陳曦++蔡珺君++孫千++占天慧

摘 要：長6油藏屬于低壓系統(tǒng)、未飽和油藏，地層壓力低、缺乏底水。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，含水上升得到減緩。由此可見，注水開發(fā)取得了較好效果。

關(guān)鍵詞：油藏；平均滲透率；原始?xì)庥捅?；存水?/p>

中圖分類號：TE357.6 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.12.012

1 主要地質(zhì)特征和開發(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，油水分異很差，油水混儲，無明顯的油水界面，缺乏邊、底水。因此，在以上主要作用的影響下，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。4個層的平均滲透率為0.725×10-3 μm2，平均孔隙度為8%，平均有效厚度為4.87 m。

長6油藏屬于常溫低壓系統(tǒng)、未飽和油藏，飽和壓力為1.12 MPa，原始?xì)庥捅葹?1.9 m3/t，溶解系數(shù)為7.869 m3/MPa，油層地層溫度為24.6～27.5 ℃，地溫梯度為2.61～3.10 ℃/100 m，壓力系數(shù)為0.64，原始地層壓力平均值為3.33 MPa。長6油藏原油密度、黏度和含硫量等均變化不大，屬低密度、低黏度、低凝固點、微含硫的常規(guī)陸相黑油。原油密度為0.821～0.837 g/cm3，平均為0.826 g/cm3；黏度為2.59～3.87 MPa·s /50 ℃，平均為3.26 MPa·s /50 ℃；凝固點為-14～10 ℃，平均為2.8 ℃；含硫量為0.002%～0.21%，平均為0.104%；初餾點為54.9～83.2 ℃，平均為72.5 ℃；含鹽量變化較大，為11～202 mg/L。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

長6油藏2008年投入開發(fā)，采取整體早期注水開發(fā)，采用150×125矩形反九點面積井網(wǎng)，井距為195 m，排距為96 m。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0.36 t，累計注水2.254×105 m3，累計產(chǎn)液量為1.582 6×105 m3，累計采油量達(dá)到7.88×104 t，綜合含水率為50.96%，采出程度達(dá)2.23%，累計注采比為1.394.

1.3 油藏開發(fā)特征

1.3.1 油藏地層能量不足，壓力降低速度快

甘谷驛長6油藏原始地層壓力的平均值為3.33 MPa，飽和壓力為1.12 MPa。隨著長6油藏3個區(qū)塊的開發(fā)，地層壓力從投產(chǎn)初期的3.33 MPa降到了目前的2.16 MPa。在開發(fā)初期，由于注水不足，壓力下降較快。2009年，通過局部細(xì)分層系、完善注采井網(wǎng)，有效補充了地層能量，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年的產(chǎn)液量為0.1×104 m3，產(chǎn)油量為0.07×104 t。2009年初，對該區(qū)實施了注水開發(fā)，特別是自2009-06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—2011年的年產(chǎn)液量分別為4.28×104 m3、4.82×104 m3、6.63×104 m3。2008年、2009年和2011年的年產(chǎn)油量分別為1.51×104 t、2.5×104 t、2.99×104 t。

1.3.3 綜合含水上升較快

自2009-06后，由于2009年初的注水開始見效，整個區(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至50%.

2 注水開發(fā)效果評價

2.1 含水率分析

注水開發(fā)油田含水是評價油田注水效果的重要指標(biāo)，它不僅影響著油田穩(wěn)產(chǎn)，更對水驅(qū)采收率和最終采收率有直接的影響，計算公式如下：

. （1）

. （2）

式（1）（2）中：R為最終采收率；Sw為含水飽和度；Fw為含水率；μ為黏度；kr為相對滲透率。

長6油藏含水率與采出程度標(biāo)準(zhǔn)曲線、實際生產(chǎn)資料的對比圖如圖1所示。從圖1中的曲線可以看出，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。在采出程度為0.5%之后，曲線變緩，說明油藏注水普遍見效，反映出油藏的注水開發(fā)效果較好；在采出程度達(dá)到1%之后含水曲線陡度減緩，維持在50%左右，表現(xiàn)為注入水強大的趨勢，反映出該階段開發(fā)調(diào)整（控水穩(wěn)油、綜合治理）的效果好。

圖1 長6油藏含水率與采出程度關(guān)系圖

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動的方法，能反映油水的基本規(guī)律，適用于油藏進(jìn)入中、高含水階段后可采儲量的計算。甘谷驛油田長6油藏含水率均已達(dá)到51.7%.因此，可用水驅(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)果如表1所示。

表1 長6油藏水驅(qū)特征曲線分析結(jié)果參數(shù)表

水驅(qū)曲線名稱 甲型 乙型 丙型 丁型

回歸系數(shù)a 0.004 8 -0.374 7 1.422 9 1.453 1

回歸系數(shù)b 0.085 6 0.035 2 0.014 9 0.032 8

相關(guān)系數(shù)r 0.994 5 0.635 8 0.995 0.995 9

原油采收率Ro % 31.870 27.530 — —

經(jīng)濟極限波及系數(shù) — — 0.831 3 0.829 5

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，則注入水的利用率越高，其計算公式為：

. （3）

. （4）

式（3）（4）中：Cp為存水率；Wi為累積注水量；Wp為累積產(chǎn)水量；Bo為原油體積系數(shù)；γo為原油密度。

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

圖2為長6油藏含水率與存水率關(guān)系圖。從圖2中可看出，隨著含水率的上升，存水率呈下降趨勢；注采比不同，存水率隨著含水率的下降程度也不同——注采比越大，其下降幅度越小。長6油藏在開發(fā)初期的存水率隨著含水率的變化較小。隨著井網(wǎng)的加密調(diào)整，注采不斷完善，注水量不斷增大，存水率逐漸降低，即“注入水”存留在地層中的比率在減小，存水率曲線開始向注采比等于1的方向變化，說明注水量不足，原因可能為注水滯后。目前，長6油藏存水率為0.65.

圖2 長6油藏含水率與存水率關(guān)系圖

2.4 油藏耗水率

耗水率指的是注水開發(fā)油田每采出1 t原油采出的水量，耗水率越低說明注入水利用率越高，其計算公式為：

. （5）

式（5）中：Ep為耗水率；Np為累積產(chǎn)油量。

圖3為長6油藏生產(chǎn)時間與耗水率關(guān)系曲線圖。從圖3中可看出，自2009年長6油藏注水以來，耗水率開始上升，且上升較快，并在2009-05達(dá)到最大耗水率5.15.2009-06以后，隨著油井的增加和產(chǎn)油量的上升，耗水率開始下降，說明此階段的水驅(qū)效果較好，注水利用效率變高。2010-01，隨著水井?dāng)?shù)量的增加，注采系統(tǒng)不斷完善，注水量不斷加大，耗水率繼續(xù)下降，注水利用率逐漸升高，水驅(qū)效果明顯。2010-06，新油井投產(chǎn)，并加大了注水井注入量和新井投注量，耗水率維持在1.4

左右，說明開發(fā)階段的水驅(qū)效果較好，注水利用率在不斷升高。

圖3 長6油藏生產(chǎn)時間與耗水率關(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，可反映注采關(guān)系是否達(dá)到平衡，其計算公式為：

. （6）

式（6）中：IPR為注采比；Winj為累積注水量；Qo為產(chǎn)油量；Qw為產(chǎn)水量。

注采比分為月注采比和累計注采比，累計注采比（CIPR）在式（6）中的注水量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量分別為累計注水量、累計產(chǎn)油量和累計產(chǎn)水量。

圖4為長6油藏注采比曲線圖。長6油藏自2009-01開始注水，初期有45口水井注水，由于注水量偏大，月注采比和累計注采比較高；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)整階段后，產(chǎn)量上升，月注采比和累計注采比下降。2009-06，通過注水井網(wǎng)調(diào)整，月注采比和累計注采比下降。2010年，通過局部細(xì)分層系、調(diào)整注采井網(wǎng)和減小注水量，月注采比上升，累計注采比基本穩(wěn)定在1.39左右。

圖4 長6油藏注采比曲線圖

3 結(jié)論

通過對唐114井區(qū)長6油藏的動態(tài)分析和注水開發(fā)效果評價得出以下結(jié)論：①唐114井區(qū)長6油藏屬于油藏壓力系數(shù)低、地層天然能量弱、無邊底水能量的油藏。②唐114井區(qū)長6油藏在開發(fā)前期的地層能量不足、壓力降低快，年產(chǎn)液量、產(chǎn)油量逐漸上升，但含水率上升較快。③2009-06后，產(chǎn)液、產(chǎn)油量的差值變大，產(chǎn)水量上升，對應(yīng)的含水率不斷上升至50%，其原因為2009年初的注水開始見效。④通過注水效果評價，注水開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果；油藏存水率一直處于下降趨勢，目前為0.65，注入效果明顯；油藏耗水率持續(xù)下降，并維持在1.4左右。⑤由于注水相對滯后，導(dǎo)致地層壓力保持水平較低，含水量上升快，已進(jìn)入“見水早、含水率上升快、含水率高”的開發(fā)期，建議對井進(jìn)行調(diào)整，以取得更好的開發(fā)效果。

〔編輯：張思楠〕