韓渠油田長8油藏注水開發(fā)技術(shù)政策研究

趙輝

摘要：韓渠油田長8油藏自2014年投入開發(fā)，由于儲層低壓、低孔、低滲的特點，地層能量下降快，油井產(chǎn)量遞減快，亟需注水補(bǔ)充能量。如何制定該油藏的注水開發(fā)技術(shù)政策是我們下步工作的重點。基于此，本篇文章對長8油藏注水開發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行研究，為下一步開發(fā)調(diào)整提供技術(shù)支撐。

關(guān)鍵詞：韓渠油田;長8油藏;注水開發(fā)技術(shù)政策

1油藏概況

1.1地質(zhì)特征

韓渠油田位于陜西省定邊縣磚井鄉(xiāng)韓渠村，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西部中段。韓渠油田范圍內(nèi)長8油藏未見構(gòu)造圈閉，長8油層分布主要受三角洲前緣水下分流河道砂體砂體控制，儲層平均孔隙度8.6%;平均滲透率0.51mD。含油面積為1.4km2，地質(zhì)儲量為63.7×104t。韓渠油田長8油藏主要受到巖性變化控制，未見邊底水及油水界面，為超低滲巖性油藏。

1.2開發(fā)特征

韓渠油田長8層于2014年勘探評價取得突破，2015年規(guī)模建產(chǎn)，生產(chǎn)井在投產(chǎn)初期產(chǎn)液量和動液面持續(xù)下降，已投產(chǎn)井的試采情況表明，天然能量開發(fā)，地層能量下降快，油井產(chǎn)液量遞減快，亟需注水開發(fā)。

2注水開發(fā)技術(shù)政策研究

2.1井網(wǎng)系統(tǒng)論證

2.1.1合理井網(wǎng)方式

（1）最大主應(yīng)力方位與井排方向

結(jié)合鄂爾多斯盆地現(xiàn)今應(yīng)力場分布規(guī)律，最大主應(yīng)力方位為NE50°～NE90°，確定韓渠地區(qū)長8最大主應(yīng)力方位為NE70°左右，因此，井網(wǎng)井排方向確定為NE70°。

（2）井網(wǎng)形式

根據(jù)目前完鉆井情況，選用反七點井網(wǎng)，后期調(diào)整具有較大的靈活性。

2.1.2注采井距論證

2.2注采參數(shù)論證

2.2.1注水井壓力

注水井最大流動壓力主要受破裂壓力的限制，根據(jù)經(jīng)驗，一般不超過破裂壓力的90%，韓渠油田韓渠油田長8油層井口破裂壓力分別為41.4～43.9MPa，考慮液柱壓力（26.4MPa）和井筒摩阻損失（13.0MPa）后（油藏中深2643.0m）井底破壓54.8～57.3MPa，井底最大流壓為44.0～45.8MPa，折算井口最大注水壓力17.6～19.4MPa。

2.2.2注水時機(jī)和注水量的確定

（1）注水強(qiáng)度的確定

根據(jù)達(dá)西定律，考慮啟動壓力梯度影響，注水井注水強(qiáng)度公式為：

對于地層、排距一定的油藏，注水一定時間后，地層壓力提高，油水井之間壓力重新分布。當(dāng)?shù)貙訅毫μ岣叩揭欢ㄖ担瑢?yīng)任一點的壓力梯度都大于該儲層的啟動壓力梯度時，即認(rèn)為該注水建立了有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)。

韓渠長8油藏公式中參數(shù)取值：Pw為8.6MPa，Pe為21.9MPa，Re為140m，rw為0.1m，為0.0126MPa/m，根據(jù)上述公式，計算出注水后合理地層壓力達(dá)到24.9MPa，壓力保持水平為114%。

3結(jié)論

通過前面油藏工程參數(shù)論證，初步形成韓渠油田長8油藏注水開發(fā)技術(shù)政策，通過加強(qiáng)注水，恢復(fù)地層能量，適時采取措施引效。通過地質(zhì)研究，細(xì)分小層，進(jìn)一步完善層間注采對應(yīng)關(guān)系，提高儲量動用程度。針對平面水驅(qū)不均問題，適時開展堵水調(diào)剖和輪注輪采試驗，改善注水效果，提高油田采收率。

參考文獻(xiàn)

[1]田選華，陸正元，胡罡，等.水驅(qū)油田合理注采壓力系統(tǒng)[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，36（1）：142-147.

[2]侯建鋒，王友凈，胡亞斐，等.特低滲透油藏動態(tài)縫作用下的合理注水技術(shù)政策[J].新疆石油天然氣，2016，12（3）：19-24.

[3]李書恒，趙繼勇，崔攀峰，等.超低滲透儲層開發(fā)技術(shù)對策[J].巖性油氣藏，2008，20（3）：128-131