新寨油区东部长8 油藏周期注水研究

洪 曦 李文斌 王 剑

延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西延安 717600

1 地质概况

研究区位于新寨油区东部，层位长81，2008 年投入勘探开发。平均砂岩厚度12m，储层平均孔隙度10.1%，平均渗透率0.41×10-3μm2，裂缝较发育，油藏平均埋深2260m，面积4.92km2，地质储量126.33×104t。

长81 沉积期受秦岭隆升造成的基底缓慢抬升影响，水体逐渐变浅，湖岸线从南、北两个方向向半深湖推进；大面积的水上平原取代长82 时期的浅水三角洲前缘沉积，湖水消退形成湖湾。砂体厚度最小值为6m，最大值为20m，平均厚度为12m。从长81 砂体平面展布图来看，本区砂体展布方向大致为近北东- 南西向，砂体总体上呈条席状展布；但局部区域存在差异，如在旗胜20- 28 井区、20- 64 井区砂体发育好，整体上砂体连通性好，厚度均在13m 以上。

研究区长81 油藏属于典型的低孔- 低渗岩性油藏，油层沿主砂体呈带状分布，油层展布受控于砂体形态和物性变化，油水分异不明显，无统一的油水界面，储层内为油水混储。长81 在试验区东部、中部偏西砂体沉积厚，物性较好，电阻率、双感应明显上升，属于油气富集区。

2 开发状况

2.1 开发特征

目前采油井53 口，开井数15 口，油井利用率28.3%，平均单井日产油0.56t，综合含水26.4%；采出程度3.14%，自然递减率为14%。注水井13 口，开井11 口，平均单井日注水量10.7m3，累计注采比2.37。

2.2 开发中存在问题

2.2.1 油井投产后递减幅度大

对研究区长8 层53 口油井投产初期产量进行分析，初期平均产液3.97m3/ d，初产油2.1t/ d，含水37.8%。均采用水力压裂工艺，单层加砂量为30m3。开采20d 后产量开始大幅降低，液量稳定在1m3/ d，油量稳定在0.65t/ d。

2.2.2 停产井、低产井比例较高

研究区目前开井15 口，单井日产小于0.5t 井有9口，平均值为0.47t；介于0.5～1.0t 的有6 口，平均值为0.69t。研究区共有油井53 口，关停井48 口，其中高含水停抽10 口，不上液断杆停抽38 口，这些低产井主力层已经射孔并压裂，注水见效不明显。总体油井利用率低，油井投产后降产快，递减大，注水见效期长，油井见效差，甚至不见效。

3 周期注水机理

周期注水是在现有井网基础上有规律地改变油水井工作制度的一种注水开发方式，它以井组为单元，轮流改变其注入方式。在油层中建立不稳定的压力场，促使原来未被水波及的储层部位投入开发，从而提高非均质储层的波及系数和扫油效率来提高原油采收率。

周期注水分为注水升压和停注降压两个阶段。在注水升压阶段，注入水使裂缝系统的压力高于基质区，从而在裂缝与基质区之间产生有效的驱替压力梯度；在驱替压差和毛细管力的双重作用下，一部分油从裂缝系统进入基质较深部位的含油孔隙中。此阶段会暂时阻碍基质与裂缝间的渗吸排油作用。在停注降压阶段，裂缝系统的压力低于基质区，基质中的原油和水流向裂缝系统，在驱替压差和毛细管渗吸作用下，注入水滞留于基质区中，从而替换出等量的原油。周期注水强化了基质区的渗吸排油速度与深度，从而改善了油藏的增产效果。

4 现场试验

4.1 选井原则

（1）避开新建产能井区；

（2）不选择分层注水井；

（3）注采井网完善，注采对应率较高。

根据以上原则选择4 个注水井组（20- 73- 4、20- 82- 6、20- 86- 4、20- 86- 5）进行周期注水，涉及对应采油井20 口。通过周期注水，恢复地层压力，形成有效的压力驱替系统，使得此地层的油水重新分布，提高油井的产量。

研究区依据选井原则选取4 口注水井进行周期注水，目前日配注32m3，涉及采油井20 口，开井2 口，日产液3.24m3，日产油2.87 t，综合含水4.3%。

4.2 周期注水参数论证

4.2.1 注水周期

理论注水周期按式（1）计算。

式中：T——注水周期；

L——前缘推进距离；

Μ——注入水黏度；

Ct——地层综合压缩系数；

K——地层渗透率。

式（1）说明地层的弹性越差，周期就越短；油层渗透率越高，周期也越短。将注水井与采油井间的距离130～500m、注入水黏度1.0mPa·s、地层综合压缩系数19.4×10-4MPa-1、渗透率0.41×10-3μm2代入式（1），得到周期注水周期为39.9～186d，平均93d。

根据俞启泰总结周期注水开发经验表明，周期注水降压和升压两个半周期，应当采用不对称周期，降压升压半周期比例不应该超过0.5。研究表明，降压、升压半周期比例在1～3 之间时，采收率仅增长0.5%，而开发时间增长30a 以上。因此，新寨长8 油藏注水周期设计为3 个月（约90d），其中升压周期1 个月，降压周期2 个月。

4.2.2 周期注水注水量

周期注水注水量计算见式（2）。

式中：Wi——注水量；

A——井组面积；

H——砂体厚度；

Φ——孔隙度；

Cw——地层水压缩系数，4.2×10-4MPa-1；

P0——地层变化前的压力；

Pi——地层变化后的压力。

将井组面积4.69km2、砂体厚度12m、孔隙度11.3%、地层水压缩系数4.2×10-4MPa-1（65℃时压缩系数）、地层变化前的压力16.8MPa、地层变化后的压力18.5MPa 代入式（2）中。计算得到，使地层压力上升至原来的110%时，需注入水量2752m3。

4.3 注水井实施方案

研究区试验注水井设计的升压周期与降压周期比为1∶2，并且保证注水井开井率。根据周期注水参数计算，得出新寨东部长8 油藏周期注水的注水周期、压力波动幅度和注水量等，根据计算结果制定了实施方案（表1）。

表1 新寨东部长8 周期注水试验实施方案

4.4 周期注水效果评价

2019 年9 月开始周期注水，周期注水方案为：在注水井开始注水时，采油井动态关停；当采油井动液面上升时，注水井停注，采油井开始焖井；当采油井动液面趋于稳定时，焖井结束，采油井开始采油。

现场实施时，当累注水量达到2480m3时，采油井动液面急剧上升，注水井立即停注，压力波动幅度为原地层压力的107%。分析认为，井组裂缝发育导致注入水沿裂缝窜至生产井。

目前恢复采油井5 口，对比油井同期产量，开抽后4口油井见效。相同生产时效下，同期产量较周期注水前有所上升，平均单井增油0.48t/ d。见效油井液量含水均有上升，符合见效特征。其中20- 73- 5 与20- 76- 5 井分布北东南西向，见效特征明显，且见效时间最长。结果如表2所示。

表2 研究区恢复井同期产量对比表

5 结语

根据已经注水的井网来看，东西向的油水井排的井网容易形成水窜通道。前期采油井注水见效，产量提高，注水后期形成高水淹通道。因此，在后期的开发过程中，对于已经形成的井网，油水井排要尽量控制油水井的压裂规模，油井排要适当加大压裂规模，尽可能大地造注水的波及体积。

研究区长8 油藏采油井油井利用率低，关停原因主要为低产低效，注水见效差。认为新寨长8 油藏500×130井网不利于注水开发，建议布井过程中适当拉大东西方向井距，缩小南北方井距。

通过新寨油区长8 油藏开展的周期注水试验，试确定了周期注水参数：注水周期93d 注水量2480m3，压力波动至原始地层压力110%。周期注水试验井组中3 口油井增油效果显著，周期注水有利于提高最终采收率。