藺明陽，呂 艾，雷兆豐

（中國石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710200）

胡尖山油田位于陜西省定邊縣和吳起縣境內(nèi)，東鄰靖安油田，西邊與油坊莊相連，東南與吳起油田接壤，轄區(qū)面積3 237.8 km2，探明地質(zhì)儲量5 201×104t，侏羅系油藏探明地質(zhì)儲量1 537×104t。研究區(qū)域位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元陜北斜坡中部，區(qū)域構(gòu)造表現(xiàn)為一平緩的西傾單斜，平均坡降6 m/km～10 m/km，單斜背景上由于差異壓實作用，在局部形成起伏較小軸向近東西的鼻狀隆起[1]。

侏羅系延安組是鄂爾多斯盆地重要的含油氣層，共分為10 個油層組，新46 區(qū)主力開采層位延9 層，平均油層厚度9.2 m，孔隙度16.8%，滲透率19.2×10-3μm2，電阻率12.1 Ω·m，含油飽和度50.7 %。

1 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

新46 區(qū)是2010 年在新46 評價井的基礎(chǔ)上開采的，2010 年以新46 單井點滾動、自然能量開采，2012年5 月投入注水開發(fā)，目前油井開井140 口，單井日產(chǎn)油2.65 t，水井開井42 口，單井日注水22 m3，注采比0.78。根據(jù)油藏開發(fā)驅(qū)動能量的不同，可將新46 油藏的開發(fā)歷程劃分為自然能量開采和注水開發(fā)兩個階段。

1.1 開發(fā)歷程

（1）自然能量開發(fā)階段：底水發(fā)育，產(chǎn)量穩(wěn)定，對新46 區(qū)油藏2010 年12 月前投產(chǎn)的6 口井進(jìn)行統(tǒng)計，初期平均單井日產(chǎn)油2.77 t，半年后單井日產(chǎn)2.53 t，半年遞減8.6 %，從統(tǒng)計情況來看，因底水能量充足，初期產(chǎn)量穩(wěn)定。

（2）注水開發(fā)階段：注水初期遞減減小，后期存水率下降，2012 年4 月新45-22 投注，標(biāo)志新46 區(qū)延9油藏進(jìn)度注水開發(fā)階段，注水開發(fā)初期，液量快速上升，含水區(qū)域穩(wěn)定，自然遞減減小，存水率上升，水驅(qū)效果明顯；自2013 年6 月起，存水率逐漸下降，含水上升，目前存水40.9 %，油藏注水開發(fā)效果變差。

1.2 壓力變化規(guī)律

在油藏開發(fā)初期，依靠自然能量開采，地層能量不斷下降，通過不斷的井網(wǎng)完善以及平面注水調(diào)整，2013年起地層壓力得到了明顯的提高，油藏整體壓力呈上升趨勢，目前壓力保持水平85.7 %，但由于油藏平面物性差異以及井網(wǎng)完善程度不同，平面上能量分布不均現(xiàn)象突出（見圖1）。

圖1 新46 區(qū)歷年壓力變化

1.3 注水開發(fā)面臨的問題

新46 區(qū)2010 年投入開發(fā)，開發(fā)時間較短，但隨著油藏采出程度的增加，油藏含水上升，存水率下降，油藏水驅(qū)油效率降低，注水開發(fā)效果逐漸變差；尤其自采出程度大于7.6 %以后，油藏含水的快速上升明顯影響了油藏的開發(fā)水平，導(dǎo)致最終采收率降低。

圖2 新46 區(qū)含水與存水率關(guān)系曲線

圖3 新46 區(qū)含水與采出程度關(guān)系曲線

2 水驅(qū)效果評價

2.1 油藏開發(fā)初期，隨著注采比的增加，單井產(chǎn)能上升，注入水利用率增大

評價注入水利用率的指標(biāo)即存水率，其計算公式為：

式中：Wf－存水率，%；Wi－累積注水量，m3；Wp－累積產(chǎn)水量，m3。

在相同采出程度下，存水率高則注入水利用率高，開發(fā)效果好。

根據(jù)存水率和油田含水率的定量關(guān)系公式：

式中：IPR-注采比，無因次；V=Bo/ρo，Bo-原油的體積系數(shù)，取1.275；ρo-原油地面密度，取0.855 7 g/cm3；fw-含水率，小數(shù)。

在給定注采比IPR=0.4、0.6、0.8、1.0、2.0、4.0 下，便可作出理論階段存水率標(biāo)準(zhǔn)曲線擬合圖版C1～fw，（見圖2、圖3）。

從理論階段存水率標(biāo)準(zhǔn)曲線擬合圖版中可以看出：在注采比一定的情況下，存水率下降，油井含水上升。注采比不同，存水率隨含水率的下降程度也不同。注采比越大，下降幅度越??；對于同一含水率值，注采比越大，存水率越高。當(dāng)注采比小于1 時，在中、高含水期，存水率會出現(xiàn)負(fù)值。

2.2 注采比與含水上升速度的關(guān)系

通過對新46 區(qū)塊延9 油藏注采比與含水上升率散點圖統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)（見圖4），在油藏投入注水開發(fā)初期，隨著注采比的增加，油田含水上升，含水上升率呈正值，后期控制注采比后，隨著注采比增加，含水上升率先上升、再下降趨勢。

圖4 新46 區(qū)注采比與含水上升率散點圖

根據(jù)新46 區(qū)塊注采調(diào)整前后注采比與含水上升率變化，經(jīng)統(tǒng)計分析，調(diào)整前做線性擬合曲線y=40.13x-38.71，調(diào)整后做多項式擬合曲線y=-146.2x2+225.0x-85.07，預(yù)測新46 區(qū)塊油藏最佳注采比在0.85～0.96。

2.3 典型井組分析（注采比對單井產(chǎn)能的影響）

新47-16 井2012 年5 月投注，注水層位延9 層，有效厚度8.3 m，井組對應(yīng)油井5 口，目前該井油套壓4.2 MPa/4.1 MPa，日注水25 m3，累計注水25 804 m3。注水強(qiáng)度3.01 m3/d·m，注采比0.49，累計注采比0.51。投注初期井組日產(chǎn)液37.8 m3，日產(chǎn)油28.1 t，單井產(chǎn)能5.71 t，含水11.4%，目前日產(chǎn)液59.03 m3，日產(chǎn)油42.9 t，單井產(chǎn)能8.59 t，含水13.4 %。2014 年測試鄰井新49-17 地層壓力6.3 MPa，且井組注采比偏小，但油井底水整體較發(fā)育，井組油井見效明顯。

2.4 不同底水接觸類型油井采液強(qiáng)度與含水上升速度的關(guān)系

圖5 Ⅱ型油井采液強(qiáng)度與含水變化散點圖

圖6 Ⅲ型油井采液強(qiáng)度與含水變化散點圖

不同底水接觸類型采液強(qiáng)度對含水變化不同[2]，Ⅰ型油井隔夾層大于2 m，采液強(qiáng)度對含水變化影響較小，Ⅱ型油井隔夾層小于2 m、Ⅲ型油井與底水直接接觸或隔夾層小于1 m（見圖5、圖6）。

采液強(qiáng)度對油藏含水上升率有兩方面影響，一是采液強(qiáng)度過大，油井附近地層能量不能得到及時補(bǔ)充，會出現(xiàn)一個“低壓區(qū)”，減小了注入水向該區(qū)的前進(jìn)阻力，出現(xiàn)單支、單向突進(jìn)，減小水驅(qū)波及體積，水驅(qū)效果變差；二是底水發(fā)育區(qū)，采液強(qiáng)度過大易造成底水錐進(jìn)，油井含水快速上升，采收率下降。

對新46 區(qū)延9 油藏Ⅱ型、Ⅲ型采液強(qiáng)度與含水變化做散點圖，經(jīng)統(tǒng)計分析，為了控制油井含水快速上升，Ⅱ型油井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在1.1 m3/m·d，Ⅲ型油井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在0.91 m3/m·d。

3 結(jié)論及認(rèn)識

（1）新46 區(qū)塊侏羅系延9 油藏注水開發(fā)13 個月內(nèi)，存水率上升，油藏水驅(qū)效率上升，注水開發(fā)效果變好。隨著開發(fā)時間的變長，油田采出程度變大，含水上升，存水率下降，尤其自采出程度大于7.6 %以后，含水快速上升明顯影響了油藏的開發(fā)水平，導(dǎo)致采收率降低。

（2）油藏目前存水率40.9 %，注入水利用率低，水驅(qū)開發(fā)效果較差。

（3）注水開發(fā)初期，注采比偏大導(dǎo)致含水快速上升，合理注采比后，含水上升速度得到控制，為了能夠及時補(bǔ)充地層能量、提高采油速度，同時結(jié)合目前開發(fā)動態(tài)，低注采比目前仍滿足開發(fā)需要，需將注采比控制在0.85～0.96。

（4）采液強(qiáng)度對含水變化的影響受不同接觸類型影響較大，為了控制油井含水快速上升，Ⅱ型油井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在1.1 m3/m·d，Ⅲ型油井采液強(qiáng)度應(yīng)控制在0.91 m3/m·d。

（5）鑒于該區(qū)目前開發(fā)現(xiàn)狀，部分低注采比低壓區(qū)仍具良好開發(fā)形勢，且存水率逐漸下降，建議因初期改造強(qiáng)度大造成長期高含水低效開發(fā)的油井，試驗停注水驅(qū)開發(fā)，探索高含水區(qū)治理方法。

［1］ 葉琪.胡尖山油田侏羅系油藏開發(fā)技術(shù)政策探討［J］.石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督，2011，（8）：62-66.

［2］ 黃純金，等.侏羅系邊底水油藏注水開發(fā)效果評價［J］.石油化工應(yīng)用，2015，34（3）：55-58.