侏罗系边底水油藏注水开发效果评价

黄纯金，吴冬旭，王加一，王宏亮，杨耀春

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳745100）

侏罗系边底水油藏注水开发效果评价

黄纯金，吴冬旭，王加一，王宏亮，杨耀春

（中国石油长庆油田分公司第十采油厂，甘肃庆阳745100）

元城油田元435区属于边底水油藏，投产初期采用天然能量开采，2012年11月转入注水开发。由于边底水能量得到补充，油田开发态势进一步转好，综合递减率明显下降，含水上升率得到有效控制，延长了有效开发时间，为超低渗透侏罗系边底水油藏的后期注水开发提供了有力依据。

元城油田；注采比；压力保持水平；边底水油藏

元435区侏罗系油藏位于姬塬南斜坡部位，东西走向鼻状构造，发育网状河道砂体。主要为两条南北走向砂体，在元435井附近与鼻状隆起相交，形成构造岩性复合圈闭，构造平稳，依靠自然能量开采。动用含油面积1.8 km2，地质储量92.34×104t。主力开发层位侏罗系延10层，属岩性-构造油藏，平均油层中深1 594 m，平均油层厚度8.3 m，平均电测电阻率26.41 Ω·m，平均电测声波时差234.9 μs/m，平均电测孔隙度14.96%，平均电测渗透率11.84×10-3μm2，平均电测含油饱和度52.28%。边底水较发育，属天然弹性水压驱动油藏，边底水能量较弱。

1　开发现状

1.1生产现状

截止2013年11月，元435区侏罗系油藏注水开发共有油井25口，平均冲程2.1 m，冲次2.6 min-1，泵径29 mm，泵深1 084 m，日产液能力96 m3，日产油能力47 t，综合含水41.8%，平均动液面787 m；水井6口，平均单井日注11.3 m3。可采储量采油速度12.84%，采出程度22%；地质储量采油速度3.21%，采出程度5.5%，平均流压7.73 MPa。

1.2压力保持现状

2013年平均地层压力8.42 MPa，原始地层压力10.35 MPa，压力保持水平81.4%（见表1）。

1.3开发特点

元城油田元435区是以边底水为驱动能量的油藏，随着开发程度的不断加深，尤其进入中高含水开发阶段，地层的完善程度发生了变化，油层平面、层间、层内矛盾更加突出，导致油田含水上升速度加快，产能递减加大，压力保持水平日益下降。底水锥进后，治理措施单一、难度较大，措施成功率低，在国内外均没有较好的治理方法。

1.3.1含水上升速度快边底水油藏投入开发后，作为主要驱动能量的底水在驱动时分为托进和锥进两个过程。开发初期在油井产量低、生产压差小的情况下，由于油水重力差异，油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，底水向上锥进。造成水锥形成和影响水锥上升速度的主要因素有射孔程度、采油速度、生产压差、油层厚度、夹层分布、油水密度差等，最敏感的是射孔程度、采油速度、生产压差。在开发过程中，若射孔程度高、采油速度高或生产压差过大，都会导致水锥过早形成，加速底水的锥进。由于油藏高速开采，导致地层压力下降，压降漏斗增大，加剧了边水内侵和底水锥进速度，油井含水上升较快，到2013年11月，元435区综合含水41.8%，比去年11月（36.3%）含水上升5.5%，由于采取了有效措施，含水上升得到了一定程度的抑制。目前元435区内高含水井主要分布在油藏边部（见图1）。

表1　2012年元435区压力测试统计表

图1　2013年11月元435区含水分布图

表2　元435区可对比压降统计表

1.3.2地层压力下降快元435区自投入开发以来，利用边底水自然能量，通过区内两口井可对比压力来看，投产后至2012年下半年（注水开发前）地层压力下降1.6 MPa，地层能量下降较快，压力保持水平较低；投入注水开发后地层压力有所回升，注水开发前至目前压力上升了0.26 MPa，有效遏制了地层压力进一步下降（见表2）。

2　注水开发评价

从元435区投入注水开发至今含水上升率得到有效抑制，递减速度逐渐减缓，地层压力保持水平不断回升，充分证明侏罗系边底水油藏开发的确实可行。

2.1元435区注水开发可行性分析

元435区属于边底水油藏，依靠天然弹性能量开发，随着油田不断开发，地层天然能量不断下降，导致油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，底水向上锥进。

投产初期与注水开发前对比，平均动液面下降30 m（由投产初期741 m下降至注水开发前827 m），产液量下降22.42 m3，产油量下降23.19 t，含水上升9.9%；注水开发后动液面上升46 m，液面回升至751 m，产液量下降0.46 m3，产油量下降4.68 t，含水上升4.6%；注水开发后，有效补充地层能量，总体开发形势转好，产量递减、含水上升减缓。

2.2合理注采比，抑制含水上升

边底水油藏转入注水开后，虽然地层能量得到补充，但因储层自身非均质性严重，注水首先沿着主砂体带方向、能量较低部位突进，易造成主向部分油井水淹，而侧向油井受效程度低，因此研究合理的注采比能有效抑制含水上升速度。

采用反九点井网，注水井尽量部署在砂体中部，油水井比例3∶1；区块注采比按照0.6～0.8，单井地质配注按照10 m3/d设计；元435区共转注油井6口，采用温和注水，初期配注为60 m3，目前配注为68 m3。

由图2不难看出，2012年11月元435区投入注水开发后综合含水上升平稳，产液量稳中有升，产油量基本保持平稳。2013年11月综合含水上升幅度达到1%，含水上升率较前期进一步增加，急需进一步判断含水变化原因，优化注采参数，抑制含水上升。

2.3递减速度评价

元城油田元435区边底水油藏开发随着边底水能量降低，在生产井附近低压带易造成边底水局部上托锥进，油田递减速度加快，减缓开采速递，影响最终采收率，使合理的补充边底水能量成为该类油藏的必要稳产措施之一。

从图3可看出，注水开发后全年日产油水平保持稳中有升的态势，综合递减率2013年5月后下降比较明显，由18.57下降至目前11.11，而且处于持续下降状态，有效遏制了产量递减，提高了元435区的开发速度。

图2　注水开发前后含水变化与含水上升率变化曲线含

图3　日产油能力与综合递减率变化曲线

图4　不同开发阶段井底流压散点分布图

2.4压力保持水平评价

元435区投入注水开发后，地层能量得到夯实，开发效果得到一定提升。

元435区投产初期平均井底流压为7.4 MPa，注水开发前6.8 MPa，较投产初期下降0.6 MPa；目前平均井底流压为7.7 MPa，较注水开发前有较大提升。由不同开发阶段井底流压的散点分布图可以看出，井底流压主要分布在4 MPa～10 MPa，投产初期井底流压比较平均，井间差别较小，地层能量分布平稳；随着油田的不断开采，由于地层的非均质性，注水开发前井底流压有所下降，且井底流压分布差异性进一步扩大；注水开元435区6口井转注至目前注水压力、注水量保持平稳，2013年9月上调配注后，井口压力无较大变化。

发后，平均井底流压有所回升，但是地层非均质性进一步凸显，井底流压分布差异性再次扩大，急需进一步合理优化注采参数，在保持地层能量的同时，严格控制边底水内推速度。

图5　元435区日注水量与油压变化曲线

3　结论

（1）元435区边底水油藏注水开发有效遏制地层能量下降，达到持续稳产的目的。

（2）由于油藏非均质性，注水开发必须制定合理的注采参数，温和注水，平稳采油，一井一方案的细化管理，不断延长有效开发时间。

（3）注水开发需加强地层结构的了解，摸清渗流规律，制定合理的增产措施及稳产方案。

（4）按底水油藏非均质模型研究制定合理生产压差，同时考虑油水界面上升速度，使开发方案更加符合油田开发实际。

［1］元城边底水油藏开发方案［G］.长庆油田勘探开发研究院，1985.

［2］庞子俊，赵向宏，等.陕甘宁盆地小型边底水砂岩油田开发研究［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［3］叶庆全，冀宝发，王建新，等.油气田开发地质［M］.北京：石油工业出版社，1999.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.03.014

TE357.6

A

1673-5285（2015）03-0055-04

2014-12-19