王家灣中區(qū)長2油藏工程開發(fā)效果評價

武凌燕

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院,西安 716001）

王家灣中區(qū)長2油藏工程開發(fā)效果評價

武凌燕

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院,西安 716001）

隨著油田注水開發(fā)的進行,目前我國大部分油田都進入高含水階段,油藏內(nèi)部的矛盾也日益突出。通過注水開發(fā)效果評價有利于認識油藏地質(zhì)特點及內(nèi)部油水運動規(guī)律,同時為注水油藏后期合理開發(fā)提供指導(dǎo)依據(jù)。

王家灣中區(qū)；長2油藏；開發(fā)效果評價

1 區(qū)域綜合概況

杏子川油田王家灣區(qū)位于陜西省延安市安塞縣境內(nèi)。研究工區(qū)面積12.1km2，截至2010年12月底，該區(qū)共有油水井219口，其中油井187口，注水井32口，主要研究層系為長2油層組，長2分為長23、長22、長21三個油層段。王家灣中區(qū)長2油藏隨著注水井注水壓力升高，吸水狀況變差，注水區(qū)水驅(qū)動用程度降低，油區(qū)年產(chǎn)液量、年產(chǎn)油量降低，含水上升，開發(fā)效果逐年變差，2010年本區(qū)年產(chǎn)油量比2006年產(chǎn)油量下降了1.18×104t，含水升高5個百分點。

為了改善區(qū)塊的開發(fā)效果，通過綜合治理方案的研究與分析，改變該區(qū)開發(fā)效果變差的趨勢，控制高含水上升幅度，完善注采系統(tǒng)，補充地層能量，形成系統(tǒng)的研究方法和思路，提高油田采收率和整體技術(shù)水平。

2 區(qū)塊開發(fā)動態(tài)評價

2.1 注水效果分析

存水率、耗水率是衡量油田注水利用率的主要指標，也是評價注水開發(fā)油田水驅(qū)開發(fā)效果的重要指標之一。所謂存水率是指油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累計注水量之比。耗水率則是指每采出1噸原油所消耗的注水量。給定不同的注采比，可作出存水率、耗水率與綜合含水率的理論關(guān)系曲線，將實際開發(fā)數(shù)據(jù)點入理論圖板中，即可較為直觀的評價注水開發(fā)效果。

2.1.1 注水效果分析

王家灣中區(qū)長21油藏對應(yīng)于同一注采比，存水率相對于理論值偏低，耗水率過大，尤其在2006年后，耗水率明顯高于合理值，結(jié)合壓力變化曲線，可以看出地層壓力持續(xù)偏低的部分原因在于地層虧空加大，用于補充能量的實際有效注水利用率較低。下步調(diào)整工作還需結(jié)合油藏潛力和合理開發(fā)技術(shù)界限研究等綜合考慮。

2.1.2 動用狀況評價

按標定的采收率計算，可采儲量為131.01×104t，累計產(chǎn)油量為94.51×104t，剩余可采儲量為36.50×104t，可采儲量采出程度為72.14％。

2.2 含水變化規(guī)律

2.2.1 油藏綜合含水變化規(guī)律

自1994年投產(chǎn)后，含水始終維持在高含水階段。在2002年注水之前，綜合含水率呈逐年小幅降低的趨勢。由于投產(chǎn)初期只有一口油井，且缺少2002年前的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，因此不能確定油藏投產(chǎn)初期含水高起的具體原因。依據(jù)通常低滲透油藏的開發(fā)經(jīng)驗，投產(chǎn)初期的高含水主要是由于邊底水侵入或者沉積原生水產(chǎn)出的原因，由于從1994年到2002年長達8年綜合含水率均在70％以上，因此初步判定為邊底水侵入造成了油藏注水前的高含水。2002年注水，2005年受效后，綜合含水率逐年小幅攀升，期間有5％左右的含水率突變，目前含水率穩(wěn)定在75％左右。

2.2.2 單井含水上升規(guī)律

王家灣中區(qū)部分井投產(chǎn)后即為高含水，作為對比分析，東區(qū)和西區(qū)也存在這種投產(chǎn)即高含水的油井。

油井高含水或含水上升快的原因不外乎以下幾方面原因：一是油層本身含水飽和度較高；二是油藏底水發(fā)育，由于采液強度高或者固井質(zhì)量不高，引起底水錐進；三是由于油層存在高滲透帶或者裂縫帶，導(dǎo)致注水井注入水竄進，造成油井高含水；四是油井初期由于排液未徹底，投產(chǎn)后含水較高，但生產(chǎn)一段時間后，含水又會有所下降。在油藏開發(fā)初期未注水時，投產(chǎn)后上述高含水井含水并未下降，因此高含水原因可能是由于油藏自身含水飽和度高，投產(chǎn)井位于油水同層中。

同時借鑒東西區(qū)的研究成果，油藏底水發(fā)育強，有部分井含水不僅自身油層含水飽和度高，并且油、水層之間的隔夾層條件不好或基本就沒有隔夾層，在油井生產(chǎn)過程中雖然靠上射孔，但由于壓差的作用，底水還是不可避免的會上竄，當(dāng)然，對于此類井如果固井質(zhì)量不合格，也會引起底水的上竄，造成油井高含水。

2.2.3 目前含水分布規(guī)律

王家灣中區(qū)南部目前的高含水分布也呈現(xiàn)兩個特點，一是在邊部區(qū)域，主要是在西北和東南區(qū)域高含水，與邊底水侵入有關(guān)，其中西北區(qū)域與西南區(qū)域的來水方向呈現(xiàn)一致性的特征。二是在注水井區(qū)域附近高含水，東部區(qū)域注水井點過少，僅僅依靠東南區(qū)域的邊水侵入難以提高整體受效情況，下一步應(yīng)在此區(qū)域增加注水井點改善油藏整體受效狀況。

2.3 壓力變化規(guī)律

王家灣中區(qū)長21油藏2007—2012年之間地層壓力總體呈穩(wěn)定趨勢，但壓力水平較低，如生產(chǎn)井壓力恢復(fù)測試解釋的地層壓力穩(wěn)定在3MPa附近，水井壓力降落測試解釋地層壓力均值在6MPa左右。

2002年實施注水后，采液和采油速度迅速升高， 2006年到達峰值后均呈下降趨勢，對應(yīng)地層壓力穩(wěn)中偏降的趨勢，表明地層虧空較為嚴重，限制了生產(chǎn)能力的進一步提升。后期調(diào)整中重點仍然是如何注好水，如何提高注水保持能量水平。

3 結(jié)論

（1）長21儲集層孔隙度平均值為14.5％。長21油層段滲透率平均值為9.76×10-3μm2?？紫抖戎饕植紖^(qū)間13～19％，占近80％。滲透率主要分布區(qū)間3～19％，占近85％。

（2）采用存水率、耗水率隨含水率的變化關(guān)系研究了王家灣中區(qū)長21小層的注水開發(fā)效果，明確了注水中存在的主要問題。

（3）統(tǒng)計分析了歷年壓力變化規(guī)律；在產(chǎn)液、吸水剖面資料統(tǒng)計和動態(tài)數(shù)據(jù)分析的基礎(chǔ)上，分析了油藏儲層動用狀況，為剩余油挖潛等后續(xù)工作奠定了基礎(chǔ)。

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