安塞油田侯市北区长6油藏地层能量保持与利用状况研究

李世荣盖龑秋陈莉

1 中国石油长庆油田分公司第四采油厂 宁夏银川 750000

2 西安石油大学 陕西西安 710065

引言

侯市北区长6油藏区域构造属陕北斜坡中部，砂体呈北东—南西向展布。单砂体厚10～25m，呈北东—南西向展布，油藏埋深1350m～1450m，为典型的弹性驱动岩性油藏，储层岩芯渗透率为0.57×10-3μm2，孔隙度为11.9%,储层物性差，非均值性强，截止目前已判识清楚裂缝10条，裂缝水窜导致历年水淹油井17口，日均损失产能28.9t。随着注水开发时间的延长，精细注采调整工作成为油藏管理工作的重点，通过地层能量保持与利用的定量评价，可以确定油藏有效注水率，从而制定合理的注采比及单井配注量，确保注采平衡，延长油藏中低含水开发阶段，提高最终采收率。

一、油藏开发现状

1.油田开发概况

该区自2005年开始以长612为目的层，采用480m×130m菱形反九点井网，按照同步注水方式持续建产。截至目前采油井开井127口，日产液279t，日产油113t，综合含水59.4%，平均单井日产油0.9t，地质储量采油速度0.28%，地质储量采出程度2.79%。

2.油田水驱状况

通过精细小层对比，完善注采井网以及注水井剖面改造，该区水驱储量控制程度稳定，水驱储量动用程度逐年上升，为提高油藏注水有效率奠定了基础。

3.地层能量状况

该区历年测压24口，与2011年对比，地层压力由110.67MPa↑10.85MPa,压力保持水平由110.7%↑113.0%，地层能量充足但整体分布不均，油藏中部发育局部高压区，裂缝系统地层压力保持水平过高，对应油井含水上升速度快。

二、地层能量保持与利用状况评价

随着油田开发时间的延长，老油田注水系统或多或少会出现“跑、冒、滴、漏”等问题，同时随着开发阶段的演变，在高压区域必然会产生微裂缝，裂缝系统一方面增大了储层孔隙空间，为储层流体向近井地带流动提供了通道，另一方面也会导致注入水沿高渗带推进，造成裂缝水窜，影响油田驱油效率。地层能量保持与利用状况的定量评价就是要计算因系统及储层原因造成的无效注水量，评价老油田有效注水率，从而为制定区域合理的注采界限提供科学依据，使油藏达到实际意义上的注采平衡。

1.地层能量保持与利用状况定量研究

基于物质平衡经典理论，当地层压力（P）大于原始地层压力（Pi）时，注入水一部分用于驱油，另一部分则被压缩在油藏中，起储藏能量的作用，对于无边底水的弹性溶解气驱油藏，累积注水量与累积产液量以及储层高压物性之间存在如下的关系：

式中：We—累积注水量，m3；Np—累积油量，t；Wp—累积产水量，m3；B0—地面原油体积系数；B0i—地下原油体积系数，m3/m3；Ca—综合压缩系数，1/MPa；P—地层压力，MPa；Pi—原始地层压力，MPa。

通过对比分析认为，在油田开发早期，随着注采井网的不断完善，注水有效率得到快速提升（2006-2011年），在规模建产以后，一方面由于随着微裂缝的开启，无效注水比例会增加，另一方面通过注水井剖面改善以及精细注水管理等措施，可以提高老油田有效注水比例，使得油藏注水有效率基本保持稳定。

2.区域合理注水比的确定

根据注采平衡理论，一定阶段内，储层空间内的产出体积必须等于注入体积，产出体积过大会导致地层能量亏空，油田产量下降，注入体积过大则导致油藏局部高压，高渗区域过早水淹，降低油藏最终采收率。

假定油藏某阶段内的有效注水率为Re，要实现注采平衡，油藏注采应为1，但是由于无效注水量的存在，油田实际注采比往往大于1，当地层压力高于原始地层压力时，裂缝性低渗透油藏的实际合理注采比应为1/Re，计算得到侯市北区目前合理的注采比应为1.91，油田目前执行注采比为1.96，基本合理。

3.提高油藏能量利用率的有效方法

（1）精细平面注水调整，针对油藏平面矛盾突出的特点，对高压区域控制注水，低压区域加强注水，避免注入水沿单一方向指进，增加水驱波及面积；

（2）精细分层注水，针对油藏层内、层间矛盾，结合分层物性特征，对各小层实施精细分层配注，避免注入水沿高渗层单层突进，增加水驱波及体积；

（3）开展注水井化学调剖，封堵水驱优势方向，减小无效产液量，提高水驱油效率。

[1]陈元千.现代油藏工程[M].北京：石油工业出版社，2011:88-92.