L018塊試驗注水效果分析

王榮娟

摘要：L018塊主力含油層位S2，地面原油比重0.9724g/cm3（20℃），地面原油粘度為677.97mPa·s（50℃），為重質(zhì)高粘原油。根據(jù)中國稠油分類標準，屬于普通稠油第二亞類（油層條件下原油粘度大于150mPa·s），適宜于注蒸汽開發(fā)。但是受地面管網(wǎng)及開發(fā)工藝水平等因素的制約，無法實施注蒸汽開發(fā)，因此對區(qū)塊2015年開展了注水開發(fā)必要性研究，于2015年8月轉(zhuǎn)注2口（L01-8、L01-9井）試注，見到明顯注水效果，后續(xù)轉(zhuǎn)注3口，均見到較好注水效果。

關(guān)鍵詞：可行性研究;試驗注水;注水見效

1.油藏概況

L018塊位于茨東斷層下降盤內(nèi)，整體表現(xiàn)為南高北低、北西傾的單斜構(gòu)造，含油面積2.66km，石油地質(zhì)儲量381×10t，油藏埋深-1440～-1620m，是一個斷層遮擋的層狀邊水油藏。

該塊自2013年2月完鉆探井2口，試采均獲得工業(yè)油流，并部署實施探井及控制井3口，進一步落實儲量范圍，同年9月按照200m×200m正方形井網(wǎng)部署實施產(chǎn)能井16口，區(qū)塊全面投入開發(fā)，目前區(qū)塊日產(chǎn)油139t，綜合含水53.55%，累產(chǎn)油14.8945×10t，累產(chǎn)水12.7864×104m。

2.開發(fā)中存在的主要問題

區(qū)塊投產(chǎn)初期處于天然能量開發(fā)，隨著開采時間，油井產(chǎn)量下降較快。位于油水界面以上的油井，投產(chǎn)后基本不含水，產(chǎn)液量呈緩慢下降趨勢;位于油水界面附近的油井，液量及液面穩(wěn)定，投產(chǎn)初期均不含水，生產(chǎn)30天左右油井含水上升直至水淹。統(tǒng)計2015年投產(chǎn)新井產(chǎn)量變化情況，平均投產(chǎn)3個月產(chǎn)量下降較快，單井日產(chǎn)油由投產(chǎn)初期的12.1t下降至目前的4.2t，平均月遞減率為14.87%，平均動液面由投產(chǎn)初期的-812m下降至-1151m，下降339m，平均月降43m。統(tǒng)計2013年投產(chǎn)的新井自然遞減，初期月遞減率為9.02%，年遞減率為28.4%;統(tǒng)計2014年投產(chǎn)的新井，月遞減為9.21%;區(qū)塊自然遞減率高，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

3.主要做法

3.1注水開發(fā)必要性研究

（1）天然能量小，一次采收率低。根據(jù)高壓物性分析結(jié)果表明，S2地飽壓差為3.23MPa，采用物質(zhì)平衡法計算其彈性采收率僅0.88%。

根據(jù)高壓物性取樣分析，天然氣溶解系數(shù)為0.150，原始油氣比為19m3/t。利用溶解氣驅(qū)經(jīng)驗公式計算，溶解氣驅(qū)采收率為14.06%。

（2）從試油試采情況來看，油井開采一段時間后供液能力變差，產(chǎn)量遞減快。

（3）常規(guī)水驅(qū)易水淹水竄。該塊主力層位地面原油粘度為677.97mPa·s（50℃），因此水油流度比較大，常規(guī)注水易發(fā)生水淹水竄，因此開發(fā)中應(yīng)降低流度比，即降低地層原油粘度或提高注入水粘度。

（4）受儲層非均質(zhì)的影響，常規(guī)水驅(qū)方向性強，水驅(qū)效果差。

綜上分析，該塊油層天然能量不足，因此區(qū)塊需采用早期注水保持地層能量的注水開發(fā)方式，同時結(jié)合調(diào)驅(qū)，降低油水流度比，提高水驅(qū)油效率，改善注水開發(fā)效果。

3.2井網(wǎng)井距的確定

油田的開發(fā)井網(wǎng)，主要受油層物性、原油性質(zhì)、采油工藝和國家對采油速度的要求等因素所控制。合理的井網(wǎng)部署對提高儲量動用程度和采收率非常重要。國內(nèi)外油田的開發(fā)實踐證明，采用正方形井網(wǎng)均獲得了較好的開發(fā)效果。正方形面積注水井網(wǎng)，不僅適應(yīng)平面調(diào)整，還具有調(diào)整井網(wǎng)和注采系統(tǒng)的靈活性。借鑒周邊區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗，采用200m井距正方形井網(wǎng)開發(fā)。

4.試驗注水效果分析

區(qū)塊于2015年8月轉(zhuǎn)注2口（L01-8、L01-9），見到明顯注水效果，證明注水開發(fā)可行。于2016.1新增轉(zhuǎn)注2口（L1-06、L018），目前3個井組5口油井均見到明顯注水效果。從區(qū)塊先期試驗注水的兩個井組注水見效情況可以看出，區(qū)塊注水見效油井有不同的注水見效特征：一是含水穩(wěn)定，液量上升，液面上升，如L18-3井;二是含水上升，液量上升，液面上升，如L9-8井，但都具有明顯的增油效果。具體注水見效特征分析如下：

（1）含水穩(wěn)定，液量上升，液面上升

L18-3井位于L01-9井組，于2016.1.20見到明顯注水效果，注水見效特征表現(xiàn)為液量上升，液面上升，含水保持穩(wěn)定，基本不含水。

L01-9井2015.8.22轉(zhuǎn)注，日注水20m，截至目前累積注水3378m，L18-3井于2016.1.20見到明顯注水效果，正常生產(chǎn)時日產(chǎn)液14.5m，日產(chǎn)油14.3t，含水1%，液面H：1354/1021m，2015.12.23有注水見效趨勢，液、油有所上升，日產(chǎn)液15.9m，日產(chǎn)油15.5t，含水2%，液面H：1389/1045m，液面仍保持在1000m左右，2016.1.20見效明顯，液、油上升，液面上升，日產(chǎn)液17.5m，日產(chǎn)油17.3t，含水1.5%，液面H：1348/982m，目前日產(chǎn)液17.8m，日產(chǎn)油17.8t，液面H：1263/876m，階段累增油291.3t。

（2）含水上升，液量上升，液面上升

L9-8井位于L01-8井組，于2016.1.15見到明顯注水效果，注水見效特征表現(xiàn)為液量上升，含水上升，液面上升。

L01-8井2015.8.28轉(zhuǎn)注，日注水30m，截至目前累積注水4382m，該井于2016.1.15見到明顯注水效果，正常生產(chǎn)時日產(chǎn)液8.8m，日產(chǎn)油1.1t，含水87%，液面H：1322/1268m，2016.1.15液量上升，液面上升，日產(chǎn)液15.9m，日產(chǎn)油2.5t，含水84.3%，液面H：925/871m，液量較之前上升7m，液面上升400m，分析為注水見效，目前日產(chǎn)液17m，日產(chǎn)油2.1t，含水87.5%，液面H：864/789m，階段累增油98.9t。

從L01-9、L01-8井先期試驗注水情況來看，注水見效明顯，兩個井組2口油井均見到明顯注水效果，增油效果顯著，區(qū)塊適宜于注水開發(fā)。2016年新增轉(zhuǎn)注2口（L1-06、L018井），目前新增3口見效井。，階段累增油706.8t，根據(jù)注水方案2016年計劃轉(zhuǎn)注后續(xù)3口井，同時結(jié)合調(diào)驅(qū)預(yù)計油田采收率可達到30%，較天然能量開發(fā)提高14%，增加可采儲量67萬噸。

5.結(jié)論及認識

（1）精細基礎(chǔ)地質(zhì)研究落實構(gòu)造及儲層特征，是進行注水開發(fā)調(diào)整的重要基礎(chǔ)。

（2）進行單井評價，開展井組分析是評價油田注水開發(fā)有效的必要手段。

（3）密切跟蹤注水進度，及時進行注水調(diào)整，是保證注水開發(fā)成功的重要前提。

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