齊家北油田古708區塊合理注水方式研究

2013-10-27 01:40:25陳曉艷中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠地質大隊黑龍江大慶163853

長江大學學報(自科版) 2013年2期

陳曉艷 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠地質大隊,黑龍江大慶 163853)

齊家北油田古708區塊合理注水方式研究

陳曉艷 (中石油大慶油田有限責任公司第九采油廠地質大隊,黑龍江大慶 163853)

齊家北油田是大慶外圍首次開發扶余油層的油田，古708區塊屬于其中次生孔隙發育區塊。應用數值模擬技術對注水時機、初期注采比進行優選，確定了注采比為1.2的同步注水方案。現場作業表明，實施上述方案可以取得較好的開發效果，因而能夠為今后類似油田的開發提供參考。

注水方式；注水時機；初期注采比

1 區塊概況

齊家北油田位于黑龍江省大慶市區和其所管轄的杜爾伯特蒙古族自治縣境內，構造上位于松遼盆地北部中央坳陷區齊家-古龍凹陷北端，是長垣西部第一次較大規模開發扶余油層的油田[1-2]。該油田古708區塊按350m×170m矩形井網布井，2008年度投產油井90口，注水井25口。開采層位扶余油層Ⅰ油組，地質儲量270.25×104t，含油面積8.99km2，滲透率13.9×10-3μm2，孔隙度13.5%，完鉆井平均單井鉆遇砂巖厚度14.7m，鉆遇有效厚度3.8m。

2 古708區塊注水時機優選

為了確定合理的注水方式，確定合理的注水時機和注采比，在古708區塊優選注水外流量少、無斷層遮擋的4個井組，開展了數值模擬研究。注水方案按超前、同步和滯后注水3套方案進行對比優選，其中超前注水方案中的注水時間分別是1、2、3、4個月，滯后注水方案中的注水時間分別為2、4、6個月。

首先對比分析超前注水和同步注水方案。該區塊不同注水方案統計表采收率結果如表1所示。從表1可以看出，古708區塊采用同步注水方案時，不同含水率所對應的采收率高于超前注水方案的采收率。

表1 古708區塊不同注水方案采收率統計表

該區塊超前、同步注水方案的年遞減率預測曲線如圖1所示。從圖1可以看出，超前注水方案年遞減率高于同步注水方案的年遞減率，且在開采初期超前注水的時間越長，其年遞減率越高。另外，從注水井注水壓力變化狀況看，注水井的井底壓力初值基本都是20.5MPa，與同步注水方案相比，超前注水的時間越長壓力上升幅度越大，最終超過油層破裂壓力[3-5]。因此，同步注水方案優于超前注水方案。

對比分析滯后注水和同步注水方案。雖然同步注水方案的含水率略高于滯后注水方案的含水率(見圖2)，但同步注水階段采出程度明顯高于滯后注水(當含水達到90%時，同步注水方案的采收率為21.87%，滯后2個月、4個月、6個月注水方案的采收率分別為21.84%、21.83%、21.81%)。因此，同步注水方案也優于滯后注水方案。

綜上所述，認為古708區塊采用同步注水的開發方案較為合理。

圖1 古708區塊年遞減率預測曲線圖圖2 古708區塊含水率與時間關系曲線圖

3 古708區塊注采比優選

為優選合理注采比，將初期注采比分為0.8、1、1.2、1.6、2.0、2.4、2.8、3.2進行模擬優選。

古708區塊含水率、采收率與時間關系曲線圖如圖3和圖4所示。從圖3和圖4可以看出，注采比越小，其含水率和采收率越低。注水井井底壓力與時間關系曲線圖和油井平均地層壓力與時間關系曲線圖分別如圖5和圖6所示。由圖5和圖6可知，注采比為0.8～1.6方案的井底壓力在油層破裂壓力允許范圍內。由于注采比為1.2方案的含水率較低、采收率較高、井底壓力在油層破裂壓力允許范圍內，認為古708區塊采用注采比為1.2的開發方案較為合理。