王家灣中區長2油藏工程開發效果評價

武凌燕

（西安石油大學地球科學與工程學院,西安 716001）

王家灣中區長2油藏工程開發效果評價

武凌燕

（西安石油大學地球科學與工程學院,西安 716001）

隨著油田注水開發的進行,目前我國大部分油田都進入高含水階段,油藏內部的矛盾也日益突出。通過注水開發效果評價有利于認識油藏地質特點及內部油水運動規律,同時為注水油藏后期合理開發提供指導依據。

王家灣中區；長2油藏；開發效果評價

1 區域綜合概況

杏子川油田王家灣區位于陜西省延安市安塞縣境內。研究工區面積12.1km2，截至2010年12月底，該區共有油水井219口，其中油井187口，注水井32口，主要研究層系為長2油層組，長2分為長23、長22、長21三個油層段。王家灣中區長2油藏隨著注水井注水壓力升高，吸水狀況變差，注水區水驅動用程度降低，油區年產液量、年產油量降低，含水上升，開發效果逐年變差，2010年本區年產油量比2006年產油量下降了1.18×104t，含水升高5個百分點。

為了改善區塊的開發效果，通過綜合治理方案的研究與分析，改變該區開發效果變差的趨勢，控制高含水上升幅度，完善注采系統，補充地層能量，形成系統的研究方法和思路，提高油田采收率和整體技術水平。

2 區塊開發動態評價

2.1 注水效果分析

存水率、耗水率是衡量油田注水利用率的主要指標，也是評價注水開發油田水驅開發效果的重要指標之一。所謂存水率是指油田（或區塊）注入水地下存水量與累計注水量之比。耗水率則是指每采出1噸原油所消耗的注水量。給定不同的注采比，可作出存水率、耗水率與綜合含水率的理論關系曲線，將實際開發數據點入理論圖板中，即可較為直觀的評價注水開發效果。

2.1.1 注水效果分析

王家灣中區長21油藏對應于同一注采比，存水率相對于理論值偏低，耗水率過大，尤其在2006年后，耗水率明顯高于合理值，結合壓力變化曲線，可以看出地層壓力持續偏低的部分原因在于地層虧空加大，用于補充能量的實際有效注水利用率較低。下步調整工作還需結合油藏潛力和合理開發技術界限研究等綜合考慮。

2.1.2 動用狀況評價

按標定的采收率計算，可采儲量為131.01×104t，累計產油量為94.51×104t，剩余可采儲量為36.50×104t，可采儲量采出程度為72.14％。

2.2 含水變化規律

2.2.1 油藏綜合含水變化規律

自1994年投產后，含水始終維持在高含水階段。在2002年注水之前，綜合含水率呈逐年小幅降低的趨勢。由于投產初期只有一口油井，且缺少2002年前的生產數據，因此不能確定油藏投產初期含水高起的具體原因。依據通常低滲透油藏的開發經驗，投產初期的高含水主要是由于邊底水侵入或者沉積原生水產出的原因，由于從1994年到2002年長達8年綜合含水率均在70％以上，因此初步判定為邊底水侵入造成了油藏注水前的高含水。2002年注水，2005年受效后，綜合含水率逐年小幅攀升，期間有5％左右的含水率突變，目前含水率穩定在75％左右。

2.2.2 單井含水上升規律

王家灣中區部分井投產后即為高含水，作為對比分析，東區和西區也存在這種投產即高含水的油井。

油井高含水或含水上升快的原因不外乎以下幾方面原因：一是油層本身含水飽和度較高；二是油藏底水發育，由于采液強度高或者固井質量不高，引起底水錐進；三是由于油層存在高滲透帶或者裂縫帶，導致注水井注入水竄進，造成油井高含水；四是油井初期由于排液未徹底，投產后含水較高，但生產一段時間后，含水又會有所下降。在油藏開發初期未注水時，投產后上述高含水井含水并未下降，因此高含水原因可能是由于油藏自身含水飽和度高，投產井位于油水同層中。

同時借鑒東西區的研究成果，油藏底水發育強，有部分井含水不僅自身油層含水飽和度高，并且油、水層之間的隔夾層條件不好或基本就沒有隔夾層，在油井生產過程中雖然靠上射孔，但由于壓差的作用，底水還是不可避免的會上竄，當然，對于此類井如果固井質量不合格，也會引起底水的上竄，造成油井高含水。

2.2.3 目前含水分布規律

王家灣中區南部目前的高含水分布也呈現兩個特點，一是在邊部區域，主要是在西北和東南區域高含水，與邊底水侵入有關，其中西北區域與西南區域的來水方向呈現一致性的特征。二是在注水井區域附近高含水，東部區域注水井點過少，僅僅依靠東南區域的邊水侵入難以提高整體受效情況，下一步應在此區域增加注水井點改善油藏整體受效狀況。

2.3 壓力變化規律

王家灣中區長21油藏2007—2012年之間地層壓力總體呈穩定趨勢，但壓力水平較低，如生產井壓力恢復測試解釋的地層壓力穩定在3MPa附近，水井壓力降落測試解釋地層壓力均值在6MPa左右。

2002年實施注水后，采液和采油速度迅速升高， 2006年到達峰值后均呈下降趨勢，對應地層壓力穩中偏降的趨勢，表明地層虧空較為嚴重，限制了生產能力的進一步提升。后期調整中重點仍然是如何注好水，如何提高注水保持能量水平。

3 結論

（1）長21儲集層孔隙度平均值為14.5％。長21油層段滲透率平均值為9.76×10-3μm2。孔隙度主要分布區間13～19％，占近80％。滲透率主要分布區間3～19％，占近85％。

（2）采用存水率、耗水率隨含水率的變化關系研究了王家灣中區長21小層的注水開發效果，明確了注水中存在的主要問題。

（3）統計分析了歷年壓力變化規律；在產液、吸水剖面資料統計和動態數據分析的基礎上，分析了油藏儲層動用狀況，為剩余油挖潛等后續工作奠定了基礎。

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