柳溝西部長2油藏水驅開發效果評價

宜海友，寧濤，李碩(延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000)

0 引言

一個油藏的水驅開發效果受兩方面因素影響，地質條件的限制是不可改變的，但人為因素的影響卻可以有所提高。人為因素的影響主要是與其自身的能力水平有最直接的關系，自身的能力水平又主要體現在開發方式的選擇，油藏開發方案的設計等；因此，某一油藏開發水平的好壞與人為因素有非常重要的關系。柳溝西部長2油藏水驅開發效果向哪一步發展，下一步的調整思路如何進行；依據動靜態資料做出客觀分析，評價開發效果，分析實際開發過程中的問題，為油藏下步的開發調整指明方向。

1 地質特征及開發概況

1.1 地質特征

柳溝西部長2油藏儲層受河道控制，呈北東-南西向展布，圈閉較好，油水分異好，油井含水低。長2油藏各小層砂體平面上呈北東-南西向帶狀展布，呈一定的繼承性，地層總厚度135～144m；長21地層厚度13.5～46m，砂體厚8～24m，由北東-南西向河道兩側砂體迅速變薄，油藏在東部及西部較發育，但底水連通性較差，能量得不到足夠的補充，油層含油飽和度47.6%，有效孔隙度12%，滲透率4.64×10-3μm2。長22地層厚度18.5～93.5m，砂體厚16～50m，砂體北東-南西向發育，油藏在東北部及西部較發育，但底水連通性較差，能量得不到足夠的補充，油層含油飽和度46.2%，有效孔隙度12.5%，滲透率2.52×10-3μm2。長23地層厚度22.5～71.5m，砂體厚10～26m，砂體北東-南西向發育，油藏在南部和西部發育，底水較發育，油層含油飽和度45.9%，有效孔隙度12.9%，滲透率4.25×10-3μm2。原始地層壓力10.8MPa，油層探明含油面積15.6km2，地質儲量743.1×104t。

1.2 開發概況

1996年投入開發，利用邊底水自然能量開采20余年，吳27-1井，2002年8月投產長2，日產液11m3，含水78%，之后在該區域進行長2油藏滾動開發。2008年12月至今投轉注3口注水井。2020年1月起調整改造，在柳溝27井區計劃轉注53口井，完善注采井網，目前在西部共投轉注14口注水井，從日注水量12m3提升至205m3，日均產油水平由67t增至92t，含水穩定在48%左右，累計增注量5.84×104m3，累計增油量4067t，新增見效井5口，有增產見效井14口。截至2020年10月底，柳溝27井區共有油水井200口，注水及轉注井14口，生產井187口，開井56口；日注水205m3，平均單井日注15m3，月注采1.12，累計注采比0.13，日產液231m3，日產油96.1t，綜合含水48%,單井產能1.7t，累產油39.6×104t，累計產水50.1×104m，采油速度0.38%, 采出程度4.6%。

2 水驅效果分析預測

2.1 水驅儲量動用程度

圖1為柳溝27井區甲型水驅特征曲線，由該特征曲線可以看出，當累產水與累產油呈半對數直線關系時，區域Ln(Wp)=1.5098，計算出綜合含水為32%，即當綜合含水超過32%時，lgWp=1.0527+0.0394Np成立，并由此公式：Nd=7.5422b1-0.969[2]算出水驅動用儲量為3.24×104t，動用程度為0.44%。

2.2 含水率與采出程度

應用童氏圖版，研究含水率與采出程度的關系。考慮低滲—特低滲透油藏后期潛力有限，根據油田實際技術、經濟參數，以fwc=1-CL/(I(P-Rt))[3]計算柳溝27井區的經濟極限含水率為73%，由此可預測采收率僅為6%。從圖2可以看出，柳溝27井區含水率與采出程度關系的規律性較好。符合Rm=0.06關系曲線下，含水率與采出程度的關系。目前柳溝27井區主要受未進行規模注水影響，導致低產液低含水，采出程度較低，應用童氏圖版預測采收率也較低。

圖1 柳溝27井區甲型水驅特征曲線

圖2 柳溝27井區含水率與采出程度關系的規律性比較

2.3 水驅指數與含水率的關系

水驅指數是指某一油田地下存水量與累積產油量地下體積之比，用公式表示為，式中Z為水驅指數；Wi為累計注水量，104m3；Wp為累計采水量，104m3；NP為累積產油量，104m3；Bo為原油體積系數。水驅指數能夠直觀地反映注水利用率，根據圖3所示，柳溝27井區在2020年前未進行規模注水，開發效果較差，水驅指數整體偏低；2020年開始注水以后，水驅指數曲線與含水率關系曲線與Z=2符合，開發效果開始改變。

圖3 柳溝27井區水驅指數與含水率關系圖

通過對柳溝27井區未進行規模注水前(2019年以前)的水驅效果進行分析預測，可知，柳溝27井區不進行規模注水，水驅動用程度僅能達到0.44%，采收率僅為6%，水驅指數偏低，接近0.4，整體預測分析認為該井區不進行規模注水開發效果較差。

3 水驅開發效果評價

3.1 水驅開發整體效果

柳溝27井區1996年投入開發后，基本依靠邊底水自然能量開發，雖然2008年底投轉注3口井，但注水井數太少，難以形成規模注水，開發至今20余年，地層能量虧空極其嚴重；2019年10月以來，產能下降較快，由日產油最高88.6t降至2020年2月最低66.3t(圖4)，降產22.3t；2020年1月在柳溝西部規模注水以來，地層能量逐漸恢復，受益油井開始見效，由圖4看出，2020年10月產量已達到92t，較2月最低日產增加了26t，增產效果顯著。

圖4 柳溝27井區2019年10月至2020年10月綜合開發曲線

3.2 水驅開發措施效果

2020年油區整體規劃注水，2019年底至2020年初共轉注油井14口，主要集中在柳溝27井區西部區域，2020年5月開始在已經注上水的區域實施措施引效，共實施13口，均采用補孔+水力壓裂改造，受地層能量恢復影響，有10口獲得成功，成功率77%，平均單井日增油2.15t，措施效果較好。

4 結語

綜上所述，油藏內部天然能量能夠提供一定的能量補充為一次采油亦或是非規模注水提供必要的保障，但從可采儲量、水驅儲量動用程度、水驅指數以及最終采收率等人為主觀影響指標來看，柳溝27井區未規模注水的水驅開發，最終預測效果較差。2020年柳溝27井區整體規劃注水，在西部已經實施規模注水，產能已開始恢復，水驅開發效果開始顯現，但水驅儲量動用程度和水驅指數低是目前制約開發效果進一步改善的主要因素。因此，應全面整體的進行注采井網調整，加快實施東部和中部的油井轉注，為提高該區水驅效果，最終提高采收率打下堅實的基礎。