SL油田H135斷塊注水能力分析

王丹，李天月，樊毅龍

SL油田H135斷塊注水能力分析

王丹1，李天月1，樊毅龍2

（1. 西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，陜西 西安 710000；2. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田第二采油廠，陜西 西安 710000）

SL油田H135斷塊屬于低滲透儲(chǔ)層，早期采用天然能量開(kāi)采，但由于地層能量的降低，采收率迅速下降。為了提高低滲斷塊的開(kāi)發(fā)效果，對(duì)油田開(kāi)始實(shí)施注水措施，通過(guò)幾年的注水開(kāi)發(fā)，區(qū)塊的日產(chǎn)油逐漸減少，采出原油的含水率也逐漸上升，所以需要系統(tǒng)地對(duì)該斷塊的注水能力進(jìn)行研究分析，為油田后續(xù)開(kāi)發(fā)提供合理的依據(jù)。對(duì)研究區(qū)的開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析，包括產(chǎn)能分析、遞減規(guī)律研究、注水見(jiàn)效分析、注水強(qiáng)度和注水難易分析；再運(yùn)用油藏工程等方面的理論和技術(shù)，對(duì)研究區(qū)的含水率上升率、水驅(qū)指數(shù)、存水率、啟動(dòng)壓力、吸水指數(shù)、注水倍數(shù)等指標(biāo)對(duì)注水效果的影響進(jìn)行評(píng)價(jià)。

H135斷塊； 注水能力； 注水難易；注水效果

隨著油田的持續(xù)開(kāi)采，油氣井的生產(chǎn)量將會(huì)慢慢降低，導(dǎo)致這種情況的原因是前期主要采用自然能量開(kāi)采，地層能量降低，采油動(dòng)力不足，致使采收率降低[1]。因此，為了提升油田采收率，需要經(jīng)過(guò)注水井向地層中相應(yīng)產(chǎn)層注入水，從而增補(bǔ)地層中缺失能量，這樣就可以實(shí)現(xiàn)將原來(lái)地層能量無(wú)法驅(qū)替的原油驅(qū)替至地面[2]。

目前我國(guó)的低滲油田在開(kāi)發(fā)過(guò)程中大多采取注水措施，好的開(kāi)發(fā)效果帶來(lái)好的經(jīng)濟(jì)效益，但是兩者之間仍然存在著很多矛盾[3]。為了獲得較高的經(jīng)濟(jì)效益，需要不斷地向地層中注水，這樣就可以持續(xù)地補(bǔ)充和維持地層能量，提高原油采出量。為了保證能有良好的注水效果，要盡可能地使注入地層的水充分發(fā)揮作用，所以注水效果這個(gè)問(wèn)題是在開(kāi)發(fā)的全過(guò)程中不可忽視的問(wèn)題。為了確保低滲油田的注水開(kāi)發(fā)效果，需要系統(tǒng)地對(duì)開(kāi)發(fā)區(qū)域中低滲儲(chǔ)層的注水能力展開(kāi)深刻的研究與探討[4]。

1 注水開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀分析

1.1 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)歷及現(xiàn)狀

針對(duì)H135塊、H146塊、H143塊，根據(jù)開(kāi)發(fā)規(guī)模和開(kāi)發(fā)方式將其開(kāi)發(fā)歷程劃分為3個(gè)階段：試油試采階段、大規(guī)模彈性開(kāi)發(fā)階段、注水開(kāi)發(fā)階段。目前為止，H135斷塊一共有64口井，開(kāi)采井 59口，區(qū)塊每天平均產(chǎn)液541 t，每天平均產(chǎn)油 300 t，平均單井每天產(chǎn)油5.7 t，總含水為44.5％，累積采出原油1.50×106t，采出油速度為0.96%，采出量占14.3%；注水井一共25口，開(kāi)井20口，每天注入水450 m3，平均每口井每天注23 m3，共注1.96×106m3，月注入與采出比為0.7，累計(jì)注入與采出比0.77，基本動(dòng)液面在1 422 m左右，壓力 22.4 MPa，壓力降落22.6 MPa。

1.1.1 地層壓力

H135塊原始地層壓力45 MPa，彈性開(kāi)發(fā)階段地層壓力迅速降低，降到了31.9 MPa，階段壓力降落13.1 MPa。注水開(kāi)發(fā)后，壓力下降速度變緩，動(dòng)液面相對(duì)較穩(wěn)定在600 m左右，注水見(jiàn)效。由于井網(wǎng)不完善，油水井比例過(guò)高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現(xiàn)出下降趨勢(shì)，目前地層壓力為21 MPa，液面在1 200 m左右。H146塊原始地層壓力45.2 MPa，彈性開(kāi)發(fā)階段壓力下降快，降為 24 MPa，動(dòng)液面下降較快，至1 300 m。注水開(kāi)發(fā)后，壓力降低逐漸變慢，動(dòng)液面基本穩(wěn)定在1 400 m，現(xiàn)階段地層壓力為20 MPa左右。H143塊原始地層壓力42.7 MPa，彈性開(kāi)發(fā)階段壓力下降快，降為 23 MPa，動(dòng)液面下降較快。注水開(kāi)發(fā)后，壓力降低逐漸變慢，動(dòng)液面基本穩(wěn)定在1 400 m，目前地層壓力為24 MPa左右。

1.1.2 含水變化規(guī)律

通過(guò)對(duì)H135區(qū)塊等4個(gè)區(qū)塊含水的規(guī)律做調(diào)查統(tǒng)計(jì)，從含水的升高速度進(jìn)行評(píng)價(jià)，并根據(jù)含水升高速度進(jìn)行分類(lèi)，結(jié)果如表1所示，得出該油藏開(kāi)發(fā)效果良好。

表1 含水上升率評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)效果表

H135塊1999年投入開(kāi)發(fā)，2001年12月開(kāi)始注水開(kāi)發(fā)，目前累計(jì)產(chǎn)油4.288×105t，采出11.17%，含水26.4%，含水上升率2.4%。從含水上升率來(lái)看，屬開(kāi)發(fā)效果中等的油藏。按照含水級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)（如表2所示）[5]，H135塊目前（2017.2）綜合含水26.4％，屬低含水期，H146塊目前（2017.2）綜合含水29.3％，屬中含水期，H143塊目前（2017.1）綜合含水為11.3%，屬低含水期, H110-20塊目前（2017.2）綜合含水為8.9%，屬低含水期。

表2 含水級(jí)別劃分表

每個(gè)含水階段的特征通常如下：含水的上升速度在低含水階段相對(duì)緩慢，含水的上升速度在中間含水階段相對(duì)比較快，之后含水的上升速度又變得相對(duì)緩慢，步入高含水期。常把無(wú)、低、中含水階段作為低滲油藏的重要開(kāi)發(fā)階段，所以能不能加長(zhǎng)這3個(gè)階段的時(shí)間對(duì)能否開(kāi)發(fā)好這種油藏有著至關(guān)重要的影響，在主要開(kāi)發(fā)階段，含水增長(zhǎng)率對(duì)開(kāi)發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益起著至關(guān)重要的作用。H135塊含水變化曲線如圖1所示。

圖1 H135塊含水變化曲線

由圖1可知，H135塊基本無(wú)無(wú)水期，一投產(chǎn)含水10％左右，2001年12月注水前含水達(dá)到30%，反映出H135塊有邊水，2004年5月后含水呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，是注水引起的，最高達(dá)到45％，目前穩(wěn)定在30%左右。

1.2 壓力變化規(guī)律

由于H135區(qū)塊底水不活躍，彈性開(kāi)發(fā)階段地層能量迅速下降。注水后，從動(dòng)態(tài)液面來(lái)看，可以保持穩(wěn)定，注水見(jiàn)效。由于低滲油田本身的特點(diǎn)，其滲透率較低，壓力傳導(dǎo)較慢，油井壓力下降幅度大，并且油水井間出現(xiàn)壓差，水井壓力維持在較高水平，并不斷提高。同時(shí)，由于方案沒(méi)有按照原來(lái)實(shí)施最初設(shè)計(jì)的五點(diǎn)法注水井網(wǎng)，油水井比例過(guò)高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現(xiàn)出下降趨勢(shì)，如圖2所示。

圖2 H135塊地層壓力變化曲線

H135塊原始地層壓力45 MPa，彈性開(kāi)發(fā)階段層壓力下降快，降為31.9 MPa，階段壓降13.1 MPa。注水開(kāi)發(fā)后，壓力下降速度變緩，動(dòng)液面相對(duì)較穩(wěn)定在600 m左右，注水見(jiàn)效。由于井網(wǎng)不完善，油水井比例過(guò)高（油水井比例為3∶1），整體地層壓力還是呈現(xiàn)出下降趨勢(shì)，目前地層壓力為21 MPa，液面在1 200 m左右，如圖3所示。

2 注水能力評(píng)價(jià)

2.1 注水量評(píng)價(jià)

注水井日注差別比較大，部分井井況變差，單井日注下降。H135塊在2013年前，單井日注水量變化比較大，注水量在20～80 m3·d-1范圍，主要原因是H135塊初期轉(zhuǎn)注井較少，基本上是H135井一口注水井，該井注水量的變化影響到區(qū)塊的注水狀況，2013年后轉(zhuǎn)注了7口注水井，單井注水量基本穩(wěn)定在30～40 m3·d-1左右，2016年8月后，由于部分水井井況變差，平均單井日注水量降到10 m3以下，圖4所示[6]。

圖3 H135塊動(dòng)液面變化圖

圖4 H135塊單井日注水量

目前，H135塊注水狀況不正常，基本注不進(jìn)去的有6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井，目前僅有H135-30、H135-20、H110-20井注水還算正常。

2.2 啟動(dòng)壓力與吸水指數(shù)評(píng)價(jià)

隨注水時(shí)間的增加，啟動(dòng)壓力相應(yīng)增加，吸水指數(shù)有所減小。H135塊的啟動(dòng)壓力隨時(shí)間變化曲線如圖5所示。由圖5可以看出，隨注水時(shí)間的增加，啟動(dòng)壓力相應(yīng)增加，反映了低滲透油藏的特點(diǎn)：滲透率低，壓力擴(kuò)散慢[7]。

H35塊視吸水指數(shù)變化情況如圖6所示。由圖6可以看出，隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，本塊吸水指數(shù)有所減小，經(jīng)過(guò)研究分析后可以得出兩個(gè)基本的影響因素：首先是因?yàn)榈蜐B油田自身滲透率較低、孔喉半徑小，當(dāng)注入水的水質(zhì)不合格的時(shí)候，就很容易造成堵塞，嚴(yán)重減弱了儲(chǔ)層的吸水能力；其次是由于伴隨著油田的不斷開(kāi)發(fā)，地層的能量不足、壓力下降導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率降低，從而減弱了儲(chǔ)層的吸水能力[8]。

圖5 H135塊啟動(dòng)壓力變化曲線

圖6 H135塊視吸水指數(shù)變化曲線

2.3 存水率評(píng)價(jià)

注水初期存水率較低，隨著注采井網(wǎng)逐漸完善，存水率提高。

注水的目的是以水替油，如果壓力維持穩(wěn)定，油層內(nèi)存水量高，產(chǎn)出的水量低，水替換出的油就越高，注入水利用率就越好[9]。因此，注水利用率是油田開(kāi)發(fā)的一項(xiàng)常用的非常重要的指標(biāo)。這一指標(biāo)不僅受儲(chǔ)層物性、原油性質(zhì)的影響，而且也受注采井網(wǎng)系統(tǒng)、注水過(guò)程中增產(chǎn)措施情況的影響。在注水開(kāi)發(fā)主要階段研究這一指標(biāo)是非常重要的。H135塊存水率變化曲線如圖7所示。由圖7可以看出，注水初期注水井?dāng)?shù)少，注水量較少，由于注采對(duì)應(yīng)關(guān)系的不完善或?qū)娱g連通區(qū)域壓力的差異，同時(shí)由于局部邊水的侵入，使得注入的水并沒(méi)有完全起到驅(qū)替原油的作用，而是仍以水的形式產(chǎn)出或流走，因此平面及縱向上的水驅(qū)效果存在較大的差異，使得初期注入水利用率較低，且無(wú)規(guī)律性。2006年之后，隨著注水井?dāng)?shù)的增多，注水量增加，注采井網(wǎng)逐漸完善，注入水利用率提高，階段存水率上升到80%。

圖7 H135塊存水率變化曲線

2.4 含水與采出程度評(píng)價(jià)

H135塊實(shí)際含水-采出程度與理論曲線對(duì)比圖如圖8所示。H135塊的開(kāi)發(fā)效果比較差，實(shí)際含 水-采出程度在理論曲線的上邊，說(shuō)明在相同采出程度的情況下，H135斷塊的含水上升快，開(kāi)發(fā)效果差。

圖8 H135塊實(shí)際含水-采出程度與理論曲線對(duì)比圖

注水效果分析：

1）影響注水效果的因素第一個(gè)是注水井位置，H135塊非常明顯，主力小層的注水井注水正常，非主力小層注水困難。

2）影響注水效果的第二個(gè)因素是低滲油藏自身的特點(diǎn)。低滲油藏物性差，導(dǎo)致注水時(shí)壓力向周?chē)貐^(qū)傳播較慢，使得局部壓力很高，油井壓力增加幅度較小，注水井周?chē)飰?，因此啟?dòng)壓力不斷增加。啟動(dòng)壓力增加后，可以采取酸化壓裂提高注水量的措施，注水泵壓雖然相比初期提高不少，但是因?yàn)槭艿阶⑺O(shè)備的限制，不會(huì)無(wú)限增加，與此同時(shí)有效的注水壓差有所變小，從而注水量因此減 少[10]。

3）H135塊的啟動(dòng)壓力逐年增加，同時(shí)由于注水泵壓也比注水初期有所提高，注采系統(tǒng)相對(duì)完善，該塊的注水量沒(méi)有明顯的減少，油水井壓力差別也不大。

4）隨著各個(gè)斷塊注入井?dāng)?shù)增多，注采井網(wǎng)逐漸完善，注入水利用率提高，各斷塊階段存水率上升到80%以上，進(jìn)一步提高注水效果。

3 結(jié) 論

本文通過(guò)對(duì)H135斷塊地質(zhì)特征、儲(chǔ)層性質(zhì)、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)及注水能力等各方面的研究分析之后得出以下結(jié)論：

1）注水強(qiáng)度逐漸提高，注水量、存水率、吸水指數(shù)等指標(biāo)的計(jì)算分析之后發(fā)現(xiàn)，注水初期注水強(qiáng)度較低，隨著注采井網(wǎng)逐漸完善，注水強(qiáng)度提高。前期注水井和注水量少導(dǎo)致注采關(guān)系不完善，注水利用率低，之后，隨著注水井?dāng)?shù)的增多，注水量增加，注采井網(wǎng)逐漸完善，注水強(qiáng)度增加，注入水利用率提高，階段存水率上升到80%左右。

2）注水效果逐漸變好，由于前期低滲油藏本身因素物性差，注水向周?chē)鷶U(kuò)散慢，壓力傳播慢及注水井位置不完善導(dǎo)致非主力小層注水困難，使得前期注水效果差。后期由于酸壓增注及注水井、注水量的提高，使注水效果逐漸變好。

3）目前注水狀況不正常，基本注不進(jìn)去的有 6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井。斷塊注水較困難，主要是由于H135斷塊滲透率低，注水壓力傳遞慢、注水水質(zhì)不合格導(dǎo)致孔隙堵塞。

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Analysis on Water injection capacity of H135 Fault Block in SL oilfield

1,1,2

（1. Xi’an Shiyou University, Xi’an Shaanxi 710000, China;2. PetroChina Changqing Oilfield No.2 Oil Production Plant, Xi’an Shaanxi 710000, China）

The H135 fault block in SL oilfield is a low permeability reservoir. Natural energy was used in the early stage of exploitation. However, due to the decrease of formation energy, the recovery efficiency decreased rapidly. In order to improve the development effect of low permeability fault-block, so oilfield water injection measures were used, through years of water flooding development, daily oil production in the block gradually reduced, the moisture content of produced oil also gradually rose.Therefore, it is necessary to systematically study and analyze the water injection capacity of the fault block, so as to provide a reasonable basis for the subsequent development of the oilfield. In this paper,dynamic analysis of the development status of the study area was carried out, including productivity analysis, decline law study, water injection effectiveness analysis, water injection intensity and water injection difficulty analysis.Then the influence of water cut increase rate, water flooding index, water retention rate, starting pressure, water absorption index, water injection multiple and other indicators on the water injection effect in the study area was evaluated by the theory and technology of reservoir engineering.

H135 block; Water injection capacity; Water injection difficulty; Water injection effect

TE357.6

A

1004-0935（2022）02-0272-05

2021-08-01

王丹（1997-），男，陜西省寶雞市人，碩士，研究方向：石油與天然氣工程。