子长油田余家坪区长2注水开发效果研究

樊万红，郭春芬，王彦龙，强倩，陈兵兵，戴亚威

（1.延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000；2.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065）

子长油田余家坪区地处鄂尔多斯盆地东南部[1-3]，区域构造为一平缓的西倾单斜[4-5]。长2 储层岩性主要为长石细砂岩，其余为中粒或者粉细、粉砂岩。碎屑颗粒包含长石、云母、石英、碎屑等，其中主要的碎屑颗粒为石英，岩屑主要为变质岩岩屑。次圆和次棱角状的颗粒形态，中等到好的分选性，线状接触或点-线状接触，孔隙式、薄膜-孔隙式的胶结类型。

研究区储层物性在横向和纵向上的分布均具有比较大的变化，储层非均质性强，且具有低孔隙度、低渗透率的特点[6-10]。该区投产初期就已经进入含水期，目前处于中含水阶段。

1 研究区含水变化特征

1.1 含水规律研究

余家坪区含水率变化曲线如图1所示。

图1 余家坪区含水率变化曲线

对于注水油田，综合含水率是表征油田动态变化和反映油藏地下油、水分布变化的重要指标[12]。余家坪区投产即含水，但总体说来综合含水率变化相对平稳，目前保持在45%以下。

对于低渗透油田，有学者提出采用超前注水效果更佳[13-16]。研究区开发初期，综合含水率平稳上升，投产5年后，油井大量转注含水率上升速度增大，可是随着1年后新井的大量投产，含水率有所下降。

1.2 吸水剖面分析

图2为同位素吸水剖面测试图。

图2 同位素吸水剖面测试图

对余家坪区27 口注水井开展吸水剖面测试，结果表明，吸水状况总体较好。其中，长2 油层平均油层厚度和平均吸水厚度分别为13.5 m 和5.1 m，平均吸水强度为5.8 m3·d-1·m-1，由此可见，长2 油层具有较好的吸水能力。

分层注水方式在很多油田得到广泛应用[17-22]，研究区注水井除个别井外，全部为分层注水。通过对吸水剖面结果的分析，表明主要吸水段的位置为射孔段，吸水特征为“均匀型”吸水，从射孔段向上或向下，其余位置的吸水强度均逐渐减弱（如图2a、图2b），吸水厚度主要分布在3～5 m，未出现注水段向上或向下偏移的情况。对Y3 的①、②号层进行合注（图2c），合注后可观察出各层间干扰不突出，吸水强度和吸水厚度成正比，分析表明该井区长2 储层在纵向上非均质性不强。

2 注水效果研究

2.1 油井见效研究

余家坪区井网注水的方法采用不规则的反五点、反七点、反九点面积井网注水，其中54 口注水井所控制和影响的受益油井达到185 口，注水井区均出现增产、稳产的效果。通过对注采反映动态分析认为，其具有以下的见效特征。

2.1.1 见效时间较短，增产幅度较高

油井注水后的见效周期一般为4～8 个月，见效后增产幅度一般为20%～40%。

Y11、Y12、Y13、Y14 四个早期注水开发井组开始注水后，受益油井24 口。9 个月后见效，见效前平均单井日产液1.6 m3，日产油0.9 t，含水33.2%，见效后平均单井日产液2.5m3，日产油1.4t，含水36%，早期注水开发井组动态曲线如图3所示。

图3 早期注水开发井组动态曲线

Y11 井组有油井6 口（Y11-1 至Y11-6），其中Y11-5、Y11-6 属于双向受益井（Y12 注水井井网），该井组除Y11-3 井和Y11-4 井投产较早外，其余油井与注水井一样都是开发1年以后投产，在第三年开始注水，注水4 个月后见效，递减明显下降，增产幅度达32%，平均单井日增油0.98 t。Y11 井组注水见效前后动态数如表1所示。

表1 Y11 井组注水见效前后动态数据表

2.1.2 见效时间与受效程度影响因素

研究区油井见效时间与受效程度存在差异，在主砂体部位，储层物理性质好，油井在投产后其产量也高，为高产量区。约4 个月可以见效，增产可达25%以上。而处于河道边部的砂体，其物理性质变差，油井产量低，见效时间长，约为主砂体部位见效时间的两倍，而产量增幅则折半。

综合考虑油水井井距、油井的见效时间和见效程度等多种因素，认为总体来说注水见效方向性不明显，注水井周边各井均有受益，但沿东北→西南向的井见效时间较早，如图4所示。这与该区主砂体延伸方向及裂缝方向非常一致，表明见效方向一定程度上受到沉积微相和裂缝的控制。

图4 Y11 井组注水见效方向图

2.2 注水波研究

在水驱油藏中，主要是通过各种综合调整措施提高注水驱替效率，达到最佳水驱采收率。因此，了解各油藏注水驱替效率，优化调整部署，经济有效地增加注水波及体积是非常重要的前提。

根据经验公式，驱油效率关系可用下式表示：

式中：Ef—驱油效率，%；

Vi—注入孔隙体积倍数；

μr—油水黏度比。

将研究区各参数代入上式，经过校正后得到注入水孔隙体积倍数与驱油效率关系，如图5所示。

图5 注入水孔隙体积倍数与驱油效率关系图

经计算，得到油藏不同含水条件下注入水驱油效率，余家坪区目前驱油效率为15.29%，说明工区中相当一部分具有这种典型特征的低渗透油藏还没有得到很好的动用。

3 综合含水评价

含水上升速度是评价油田开发效果的重要指标[23-24]，为了了解目前开采条件下含水率是否正常，这里将从两个方面进行比较。

3.1 含水率与采出程度

据童氏公式作出标准的曲线，如图6所示。

式中：fw—综合含水；

R—采出程度；

Rm—水驱采收率。

应用关系式将研究区数据放入童氏图版（图6），初期的含水率上升较快，随后其上升的趋势变缓，目前的含水在采出程度25%的曲线附近波动。

图6 含水率与采出程度关系图

3.2 存水率和采出程度的关系

在采用注水方式开发的油田中，存水率是一个重要的指标，用来评价注水状况以及注水的效果。存水率反映的是油田注水的利用率问题，即注入地层中的水有多少比例可以留存于地下。

理论存水率与采出程度有以下关系：

式中：Es—表示累积存水率；

R—表示采出程度；

Rm—表示最终采出程度；

As、Ds—与油水黏度比相关的统计常数。

存水率与采出程度关系如图7所示。由图7可知，在注水初期，随着注入量的增加，存水率也不断上升。当采出程度到达5%左右时，存水率离理论存水率最为接近。当采出程度和含水率继续增加时，存水率开始出现下降趋势，离理论存水率的差距变大。受储层非均质性的影响，注入水经常沿裂缝方向或渗透率大的方向推进，从而导致部分注入水没有起到驱油作用。侧向裂缝加密调整措施可以提高一定的采收率[25-26]，可以适当调整井网和排向。

图7 含水率与采出程度关系图

从含水率与采出程度关系图上可以看出，注水开发在余家坪区取得了较好的效果，采收率正在向好的方向发展，但是从存水率与采出程度关系图分析，实际值和理论值之间还存在很大的距离，说明注水量不足，需要进一步加大注水力度。

4 结 论

1）子长油田余家坪区注水开发后油井见效周期短，见效初期增产幅度较高，见效时间和见效程度受储层物性及裂缝方向影响较大。

2）根据各项开发指标研究，由于早期的衰竭式开采地层能量损耗严重，地层能量的恢复还需要时间。目前注采井数比偏小，需要进一步加大注水力度，同时可以调整局部地区井网。