塔河油田奥陶系S80缝洞单元注水效果分析

沈家宁等

摘 要：塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性，在前期缝洞单元划分的基础上，进行了单元注水开发，开发效果得到明显改善。从递减曲线、水驱曲线、含水上升率及压力保持程度四个方面进行评价，分析S80单元注水开发效果。通过四个开发指标的简单分析表明单元注水驱油具有一定成效，对指导下一步缝洞单元注水开发具有一定意义。

关键词：碳酸盐岩 单元注水 效果分析

中图分类号：TE313 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集体以构造变形作用产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，裂缝既是储集空间，又是连通通道。储集空间形态多样，分布不均，大小差异大，非均质性强[1～2]。每个缝洞单元就是一个单独的油藏，可以进行独立的开发[3]。因此对塔河油田S80单元开展注水效果分析。

1 地质概况

塔河油田6～7区位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，艾协克2号构造上。S80单元整体位于区块西部的构造轴部与斜坡的过渡带，构造位置相对较低，但是在次级构造上发育多个局部构造高点。储集空间主要以溶洞、裂缝、基质孔隙为主。整个单元面积为11.8 km2，地质储量1393×104 t。

2 目前生产特征

S80单元从2000年9月23日开始第一口油井生产，截止到目前共有井数27口。累计产油343.7×104 t，产水71.5×104 m3。整个单元开始生产到目前大致分为：产量上升、产量下降、产量保持稳定三个阶段。

第一个阶段：2000年9月—2003年7月，这个期间随着采油井数的增加，产油、产液快速上升，到达峰值时日产液量2170 t，日产油量2040 t，含水率保持在较低水平。

第二个阶段：2003年8月—2008年12月，随着采油井数保持在一定数量生产，能量损失增大，整个单元的产能快速下降，含水率稳定上升。到2008年底，日产液量已经下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三个阶段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地层能量的损失、产能降低及含水率的上升，整个单元进入了注水开发阶段。注水开发效果明显，产能保持稳定，含水率上升减缓。

3 注水情况

整个S80单元于2005年6月30日开始注水，前期注水主要以试注和注水替油为主，注水量不稳定。10年开始大规模注水，注水量最大时达到1600方/天左右，随着注水效果的变好，逐渐调整整个单元的注采比在1左右，保持了地层能量，降低了产能递减速率。截止2013年6月底S80单元累计注水76.46×104 m3，累计增油[4]1.17×104 t，共计注水井12口。从开始注水到目前，整个单元的累计注采比为0.3451。

4 效果分析

（1）递减分析。

对S80缝洞单元月度产油量进行曲线回归，经过拟合对比后判断该单元的递减类型为指数递减。将整个递减过程分为两部分（图2）：自然递减部分与注水水驱递减部分。根据拟合曲线进行注水前后的相关指标计算，结果见下表2。可以看出注水后的递减率明显降低，预测可采储量增长60.8×104 t，预测开发时间延长231月。

（2）水驱特征曲线。

从该单元甲型水驱特征曲线可以看出，水驱推进以后，水驱直线段非常明显，直线段平直，稳定水驱作用时间持续的比较长，说明水驱作用比较稳定，水体供给能量充足。极限含水率定为95%时，稳定水驱期可采储量582.9×104 t。随着注水量的增加，稳定水驱后曲线偏向横轴，可采储量为618.5×104 t。说明注水驱油效果变好，提高了注水驱油效果。

（3）含水上升率。

应用单元实际生产数据，绘制S80单元含水率与采出程度关系图版（即童氏图版），从图4可以看出，该单元自生产以来可以分为三个阶段：第一阶段在天然能量开发初期2000年9月（对应采出程度0.03）到2007年9月（对应采出程度10.9%）含水缓慢上升，曲线靠近Rm=50%的标准轴，说明开发效果好，属于稳定的开发过程。第二阶段2007年10月（对应采出程度11.01%）到2009年8月（对应采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲线严重偏向含水轴，含水急剧上升，单元水窜现象严重。第三阶段2009年10月（对应采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲线又偏向Rm=50%。说明在单元堵水措施和大量注水补充能量后，可以延长油藏弹性驱阶段，从而抑制底水锥进，减缓由于单元含水上升率造成的产量递减[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）压力保持程度。

利用地层压力系数，将测得的S80单元油井地层静压折算到同一地层深度下，折算后的地层压力变化见图5。从图中可以看出，2009年以前，即单元注水之前，地层压力从2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年递减率为0.74；注水以后，地层压力缓慢回升，从58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上补充了地层能量。

5 结论与建议

（1）注水初期增油较快，2009年7月后注水效果较好，整体增油量呈现上升趋势。

（2）通过应用四种方法对S80单元进行注水效果分析，发现单元注水对保持压力和提高可采储量有很好的作用。

参考文献

[1] 荣元帅，李新华，刘学利，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式[J].油气地质与采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 鲁新便.岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性[J].新疆石油地质，2003（4）：360-362.

[3] 张希明，朱建国，李宗宇，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分[J].海相油气地质，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，赵艳艳，张杰.缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法[J].大庆石油地质与开发，2011，30（4）：56-58.endprint

摘 要：塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性，在前期缝洞单元划分的基础上，进行了单元注水开发，开发效果得到明显改善。从递减曲线、水驱曲线、含水上升率及压力保持程度四个方面进行评价，分析S80单元注水开发效果。通过四个开发指标的简单分析表明单元注水驱油具有一定成效，对指导下一步缝洞单元注水开发具有一定意义。

关键词：碳酸盐岩 单元注水 效果分析

中图分类号：TE313 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集体以构造变形作用产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，裂缝既是储集空间，又是连通通道。储集空间形态多样，分布不均，大小差异大，非均质性强[1～2]。每个缝洞单元就是一个单独的油藏，可以进行独立的开发[3]。因此对塔河油田S80单元开展注水效果分析。

1 地质概况

塔河油田6～7区位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，艾协克2号构造上。S80单元整体位于区块西部的构造轴部与斜坡的过渡带，构造位置相对较低，但是在次级构造上发育多个局部构造高点。储集空间主要以溶洞、裂缝、基质孔隙为主。整个单元面积为11.8 km2，地质储量1393×104 t。

2 目前生产特征

S80单元从2000年9月23日开始第一口油井生产，截止到目前共有井数27口。累计产油343.7×104 t，产水71.5×104 m3。整个单元开始生产到目前大致分为：产量上升、产量下降、产量保持稳定三个阶段。

第一个阶段：2000年9月—2003年7月，这个期间随着采油井数的增加，产油、产液快速上升，到达峰值时日产液量2170 t，日产油量2040 t，含水率保持在较低水平。

第二个阶段：2003年8月—2008年12月，随着采油井数保持在一定数量生产，能量损失增大，整个单元的产能快速下降，含水率稳定上升。到2008年底，日产液量已经下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三个阶段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地层能量的损失、产能降低及含水率的上升，整个单元进入了注水开发阶段。注水开发效果明显，产能保持稳定，含水率上升减缓。

3 注水情况

整个S80单元于2005年6月30日开始注水，前期注水主要以试注和注水替油为主，注水量不稳定。10年开始大规模注水，注水量最大时达到1600方/天左右，随着注水效果的变好，逐渐调整整个单元的注采比在1左右，保持了地层能量，降低了产能递减速率。截止2013年6月底S80单元累计注水76.46×104 m3，累计增油[4]1.17×104 t，共计注水井12口。从开始注水到目前，整个单元的累计注采比为0.3451。

4 效果分析

（1）递减分析。

对S80缝洞单元月度产油量进行曲线回归，经过拟合对比后判断该单元的递减类型为指数递减。将整个递减过程分为两部分（图2）：自然递减部分与注水水驱递减部分。根据拟合曲线进行注水前后的相关指标计算，结果见下表2。可以看出注水后的递减率明显降低，预测可采储量增长60.8×104 t，预测开发时间延长231月。

（2）水驱特征曲线。

从该单元甲型水驱特征曲线可以看出，水驱推进以后，水驱直线段非常明显，直线段平直，稳定水驱作用时间持续的比较长，说明水驱作用比较稳定，水体供给能量充足。极限含水率定为95%时，稳定水驱期可采储量582.9×104 t。随着注水量的增加，稳定水驱后曲线偏向横轴，可采储量为618.5×104 t。说明注水驱油效果变好，提高了注水驱油效果。

（3）含水上升率。

应用单元实际生产数据，绘制S80单元含水率与采出程度关系图版（即童氏图版），从图4可以看出，该单元自生产以来可以分为三个阶段：第一阶段在天然能量开发初期2000年9月（对应采出程度0.03）到2007年9月（对应采出程度10.9%）含水缓慢上升，曲线靠近Rm=50%的标准轴，说明开发效果好，属于稳定的开发过程。第二阶段2007年10月（对应采出程度11.01%）到2009年8月（对应采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲线严重偏向含水轴，含水急剧上升，单元水窜现象严重。第三阶段2009年10月（对应采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲线又偏向Rm=50%。说明在单元堵水措施和大量注水补充能量后，可以延长油藏弹性驱阶段，从而抑制底水锥进，减缓由于单元含水上升率造成的产量递减[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）压力保持程度。

利用地层压力系数，将测得的S80单元油井地层静压折算到同一地层深度下，折算后的地层压力变化见图5。从图中可以看出，2009年以前，即单元注水之前，地层压力从2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年递减率为0.74；注水以后，地层压力缓慢回升，从58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上补充了地层能量。

5 结论与建议

（1）注水初期增油较快，2009年7月后注水效果较好，整体增油量呈现上升趋势。

（2）通过应用四种方法对S80单元进行注水效果分析，发现单元注水对保持压力和提高可采储量有很好的作用。

参考文献

[1] 荣元帅，李新华，刘学利，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式[J].油气地质与采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 鲁新便.岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性[J].新疆石油地质，2003（4）：360-362.

[3] 张希明，朱建国，李宗宇，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分[J].海相油气地质，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，赵艳艳，张杰.缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法[J].大庆石油地质与开发，2011，30（4）：56-58.endprint

摘 要：塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有很强的非均质性，在前期缝洞单元划分的基础上，进行了单元注水开发，开发效果得到明显改善。从递减曲线、水驱曲线、含水上升率及压力保持程度四个方面进行评价，分析S80单元注水开发效果。通过四个开发指标的简单分析表明单元注水驱油具有一定成效，对指导下一步缝洞单元注水开发具有一定意义。

关键词：碳酸盐岩 单元注水 效果分析

中图分类号：TE313 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）（08）（b）-0068-02

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储集体以构造变形作用产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，裂缝既是储集空间，又是连通通道。储集空间形态多样，分布不均，大小差异大，非均质性强[1～2]。每个缝洞单元就是一个单独的油藏，可以进行独立的开发[3]。因此对塔河油田S80单元开展注水效果分析。

1 地质概况

塔河油田6～7区位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，艾协克2号构造上。S80单元整体位于区块西部的构造轴部与斜坡的过渡带，构造位置相对较低，但是在次级构造上发育多个局部构造高点。储集空间主要以溶洞、裂缝、基质孔隙为主。整个单元面积为11.8 km2，地质储量1393×104 t。

2 目前生产特征

S80单元从2000年9月23日开始第一口油井生产，截止到目前共有井数27口。累计产油343.7×104 t，产水71.5×104 m3。整个单元开始生产到目前大致分为：产量上升、产量下降、产量保持稳定三个阶段。

第一个阶段：2000年9月—2003年7月，这个期间随着采油井数的增加，产油、产液快速上升，到达峰值时日产液量2170 t，日产油量2040 t，含水率保持在较低水平。

第二个阶段：2003年8月—2008年12月，随着采油井数保持在一定数量生产，能量损失增大，整个单元的产能快速下降，含水率稳定上升。到2008年底，日产液量已经下降到600 t左右，含水率上升至50%左右。

第三个阶段：2009年1月—目前（2013年6月），由于地层能量的损失、产能降低及含水率的上升，整个单元进入了注水开发阶段。注水开发效果明显，产能保持稳定，含水率上升减缓。

3 注水情况

整个S80单元于2005年6月30日开始注水，前期注水主要以试注和注水替油为主，注水量不稳定。10年开始大规模注水，注水量最大时达到1600方/天左右，随着注水效果的变好，逐渐调整整个单元的注采比在1左右，保持了地层能量，降低了产能递减速率。截止2013年6月底S80单元累计注水76.46×104 m3，累计增油[4]1.17×104 t，共计注水井12口。从开始注水到目前，整个单元的累计注采比为0.3451。

4 效果分析

（1）递减分析。

对S80缝洞单元月度产油量进行曲线回归，经过拟合对比后判断该单元的递减类型为指数递减。将整个递减过程分为两部分（图2）：自然递减部分与注水水驱递减部分。根据拟合曲线进行注水前后的相关指标计算，结果见下表2。可以看出注水后的递减率明显降低，预测可采储量增长60.8×104 t，预测开发时间延长231月。

（2）水驱特征曲线。

从该单元甲型水驱特征曲线可以看出，水驱推进以后，水驱直线段非常明显，直线段平直，稳定水驱作用时间持续的比较长，说明水驱作用比较稳定，水体供给能量充足。极限含水率定为95%时，稳定水驱期可采储量582.9×104 t。随着注水量的增加，稳定水驱后曲线偏向横轴，可采储量为618.5×104 t。说明注水驱油效果变好，提高了注水驱油效果。

（3）含水上升率。

应用单元实际生产数据，绘制S80单元含水率与采出程度关系图版（即童氏图版），从图4可以看出，该单元自生产以来可以分为三个阶段：第一阶段在天然能量开发初期2000年9月（对应采出程度0.03）到2007年9月（对应采出程度10.9%）含水缓慢上升，曲线靠近Rm=50%的标准轴，说明开发效果好，属于稳定的开发过程。第二阶段2007年10月（对应采出程度11.01%）到2009年8月（对应采出程度22.08%）含水率迅速增加，曲线严重偏向含水轴，含水急剧上升，单元水窜现象严重。第三阶段2009年10月（对应采出程度22.12%）到目前（23.69%），曲线又偏向Rm=50%。说明在单元堵水措施和大量注水补充能量后，可以延长油藏弹性驱阶段，从而抑制底水锥进，减缓由于单元含水上升率造成的产量递减[1]，含水率降低，采出程度增加。

（4）压力保持程度。

利用地层压力系数，将测得的S80单元油井地层静压折算到同一地层深度下，折算后的地层压力变化见图5。从图中可以看出，2009年以前，即单元注水之前，地层压力从2007年的59.19 MPa降至2008年的58.45 MPa，年递减率为0.74；注水以后，地层压力缓慢回升，从58.45 MPa升至58.78 MPa。注入水一定程度上补充了地层能量。

5 结论与建议

（1）注水初期增油较快，2009年7月后注水效果较好，整体增油量呈现上升趋势。

（2）通过应用四种方法对S80单元进行注水效果分析，发现单元注水对保持压力和提高可采储量有很好的作用。

参考文献

[1] 荣元帅，李新华，刘学利，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式[J].油气地质与采收率，2013（2）：58-61，115.

[2] 鲁新便.岩溶缝洞型碳酸盐岩储集层的非均质性[J].新疆石油地质，2003（4）：360-362.

[3] 张希明，朱建国，李宗宇，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分[J].海相油气地质，2007（1）：21-24.

[4] 康志江，赵艳艳，张杰.缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发效果评价方法[J].大庆石油地质与开发，2011，30（4）：56-58.endprint