黃純金，吳冬旭，王加一，王宏亮，楊耀春

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

侏羅系邊底水油藏注水開發(fā)效果評價

黃純金，吳冬旭，王加一，王宏亮，楊耀春

（中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶陽745100）

元城油田元435區(qū)屬于邊底水油藏，投產初期采用天然能量開采，2012年11月轉入注水開發(fā)。由于邊底水能量得到補充，油田開發(fā)態(tài)勢進一步轉好，綜合遞減率明顯下降，含水上升率得到有效控制，延長了有效開發(fā)時間，為超低滲透侏羅系邊底水油藏的后期注水開發(fā)提供了有力依據。

元城油田；注采比；壓力保持水平；邊底水油藏

元435區(qū)侏羅系油藏位于姬塬南斜坡部位，東西走向鼻狀構造，發(fā)育網狀河道砂體。主要為兩條南北走向砂體，在元435井附近與鼻狀隆起相交，形成構造巖性復合圈閉，構造平穩(wěn)，依靠自然能量開采。動用含油面積1.8 km2，地質儲量92.34×104t。主力開發(fā)層位侏羅系延10層，屬巖性-構造油藏，平均油層中深1 594 m，平均油層厚度8.3 m，平均電測電阻率26.41 Ω·m，平均電測聲波時差234.9 μs/m，平均電測孔隙度14.96%，平均電測滲透率11.84×10-3μm2，平均電測含油飽和度52.28%。邊底水較發(fā)育，屬天然彈性水壓驅動油藏，邊底水能量較弱。

1　開發(fā)現狀

1.1生產現狀

截止2013年11月，元435區(qū)侏羅系油藏注水開發(fā)共有油井25口，平均沖程2.1 m，沖次2.6 min-1，泵徑29 mm，泵深1 084 m，日產液能力96 m3，日產油能力47 t，綜合含水41.8%，平均動液面787 m；水井6口，平均單井日注11.3 m3?？刹蓛α坎捎退俣?2.84%，采出程度22%；地質儲量采油速度3.21%，采出程度5.5%，平均流壓7.73 MPa。

1.2壓力保持現狀

2013年平均地層壓力8.42 MPa，原始地層壓力10.35 MPa，壓力保持水平81.4%（見表1）。

1.3開發(fā)特點

元城油田元435區(qū)是以邊底水為驅動能量的油藏，隨著開發(fā)程度的不斷加深，尤其進入中高含水開發(fā)階段，地層的完善程度發(fā)生了變化，油層平面、層間、層內矛盾更加突出，導致油田含水上升速度加快，產能遞減加大，壓力保持水平日益下降。底水錐進后，治理措施單一、難度較大，措施成功率低，在國內外均沒有較好的治理方法。

1.3.1含水上升速度快邊底水油藏投入開發(fā)后，作為主要驅動能量的底水在驅動時分為托進和錐進兩個過程。開發(fā)初期在油井產量低、生產壓差小的情況下，由于油水重力差異，油水界面在油層中均勻、緩慢、大范圍地向上托進，當托進到一定程度或生產壓差達到一定程度時，底水向上錐進。造成水錐形成和影響水錐上升速度的主要因素有射孔程度、采油速度、生產壓差、油層厚度、夾層分布、油水密度差等，最敏感的是射孔程度、采油速度、生產壓差。在開發(fā)過程中，若射孔程度高、采油速度高或生產壓差過大，都會導致水錐過早形成，加速底水的錐進。由于油藏高速開采，導致地層壓力下降，壓降漏斗增大，加劇了邊水內侵和底水錐進速度，油井含水上升較快，到2013年11月，元435區(qū)綜合含水41.8%，比去年11月（36.3%）含水上升5.5%，由于采取了有效措施，含水上升得到了一定程度的抑制。目前元435區(qū)內高含水井主要分布在油藏邊部（見圖1）。

表1　2012年元435區(qū)壓力測試統計表

圖1　2013年11月元435區(qū)含水分布圖

表2　元435區(qū)可對比壓降統計表

1.3.2地層壓力下降快元435區(qū)自投入開發(fā)以來，利用邊底水自然能量，通過區(qū)內兩口井可對比壓力來看，投產后至2012年下半年（注水開發(fā)前）地層壓力下降1.6 MPa，地層能量下降較快，壓力保持水平較低；投入注水開發(fā)后地層壓力有所回升，注水開發(fā)前至目前壓力上升了0.26 MPa，有效遏制了地層壓力進一步下降（見表2）。

2　注水開發(fā)評價

從元435區(qū)投入注水開發(fā)至今含水上升率得到有效抑制，遞減速度逐漸減緩，地層壓力保持水平不斷回升，充分證明侏羅系邊底水油藏開發(fā)的確實可行。

2.1元435區(qū)注水開發(fā)可行性分析

元435區(qū)屬于邊底水油藏，依靠天然彈性能量開發(fā)，隨著油田不斷開發(fā)，地層天然能量不斷下降，導致油水界面在油層中均勻、緩慢、大范圍地向上托進，當托進到一定程度或生產壓差達到一定程度時，底水向上錐進。

投產初期與注水開發(fā)前對比，平均動液面下降30 m（由投產初期741 m下降至注水開發(fā)前827 m），產液量下降22.42 m3，產油量下降23.19 t，含水上升9.9%；注水開發(fā)后動液面上升46 m，液面回升至751 m，產液量下降0.46 m3，產油量下降4.68 t，含水上升4.6%；注水開發(fā)后，有效補充地層能量，總體開發(fā)形勢轉好，產量遞減、含水上升減緩。

2.2合理注采比，抑制含水上升

邊底水油藏轉入注水開后，雖然地層能量得到補充，但因儲層自身非均質性嚴重，注水首先沿著主砂體帶方向、能量較低部位突進，易造成主向部分油井水淹，而側向油井受效程度低，因此研究合理的注采比能有效抑制含水上升速度。

采用反九點井網，注水井盡量部署在砂體中部，油水井比例3∶1；區(qū)塊注采比按照0.6～0.8，單井地質配注按照10 m3/d設計；元435區(qū)共轉注油井6口，采用溫和注水，初期配注為60 m3，目前配注為68 m3。

由圖2不難看出，2012年11月元435區(qū)投入注水開發(fā)后綜合含水上升平穩(wěn)，產液量穩(wěn)中有升，產油量基本保持平穩(wěn)。2013年11月綜合含水上升幅度達到1%，含水上升率較前期進一步增加，急需進一步判斷含水變化原因，優(yōu)化注采參數，抑制含水上升。

2.3遞減速度評價

元城油田元435區(qū)邊底水油藏開發(fā)隨著邊底水能量降低，在生產井附近低壓帶易造成邊底水局部上托錐進，油田遞減速度加快，減緩開采速遞，影響最終采收率，使合理的補充邊底水能量成為該類油藏的必要穩(wěn)產措施之一。

從圖3可看出，注水開發(fā)后全年日產油水平保持穩(wěn)中有升的態(tài)勢，綜合遞減率2013年5月后下降比較明顯，由18.57下降至目前11.11，而且處于持續(xù)下降狀態(tài)，有效遏制了產量遞減，提高了元435區(qū)的開發(fā)速度。

圖2　注水開發(fā)前后含水變化與含水上升率變化曲線含

圖3　日產油能力與綜合遞減率變化曲線

圖4　不同開發(fā)階段井底流壓散點分布圖

2.4壓力保持水平評價

元435區(qū)投入注水開發(fā)后，地層能量得到夯實，開發(fā)效果得到一定提升。

元435區(qū)投產初期平均井底流壓為7.4 MPa，注水開發(fā)前6.8 MPa，較投產初期下降0.6 MPa；目前平均井底流壓為7.7 MPa，較注水開發(fā)前有較大提升。由不同開發(fā)階段井底流壓的散點分布圖可以看出，井底流壓主要分布在4 MPa～10 MPa，投產初期井底流壓比較平均，井間差別較小，地層能量分布平穩(wěn)；隨著油田的不斷開采，由于地層的非均質性，注水開發(fā)前井底流壓有所下降，且井底流壓分布差異性進一步擴大；注水開元435區(qū)6口井轉注至目前注水壓力、注水量保持平穩(wěn)，2013年9月上調配注后，井口壓力無較大變化。

發(fā)后，平均井底流壓有所回升，但是地層非均質性進一步凸顯，井底流壓分布差異性再次擴大，急需進一步合理優(yōu)化注采參數，在保持地層能量的同時，嚴格控制邊底水內推速度。

圖5　元435區(qū)日注水量與油壓變化曲線

3　結論

（1）元435區(qū)邊底水油藏注水開發(fā)有效遏制地層能量下降，達到持續(xù)穩(wěn)產的目的。

（2）由于油藏非均質性，注水開發(fā)必須制定合理的注采參數，溫和注水，平穩(wěn)采油，一井一方案的細化管理，不斷延長有效開發(fā)時間。

（3）注水開發(fā)需加強地層結構的了解，摸清滲流規(guī)律，制定合理的增產措施及穩(wěn)產方案。

（4）按底水油藏非均質模型研究制定合理生產壓差，同時考慮油水界面上升速度，使開發(fā)方案更加符合油田開發(fā)實際。

［1］元城邊底水油藏開發(fā)方案［G］.長慶油田勘探開發(fā)研究院，1985.

［2］龐子俊，趙向宏，等.陜甘寧盆地小型邊底水砂巖油田開發(fā)研究［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1996.

［3］葉慶全，冀寶發(fā)，王建新，等.油氣田開發(fā)地質［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.014

TE357.6

A

1673-5285（2015）03-0055-04

2014-12-19