新寨油區東部長8 油藏周期注水研究

洪 曦 李文斌 王 劍

延長油田股份有限公司吳起采油廠 陜西延安 717600

1 地質概況

研究區位于新寨油區東部，層位長81，2008 年投入勘探開發。平均砂巖厚度12m，儲層平均孔隙度10.1%，平均滲透率0.41×10-3μm2，裂縫較發育，油藏平均埋深2260m，面積4.92km2，地質儲量126.33×104t。

長81 沉積期受秦嶺隆升造成的基底緩慢抬升影響，水體逐漸變淺，湖岸線從南、北兩個方向向半深湖推進；大面積的水上平原取代長82 時期的淺水三角洲前緣沉積，湖水消退形成湖灣。砂體厚度最小值為6m，最大值為20m，平均厚度為12m。從長81 砂體平面展布圖來看，本區砂體展布方向大致為近北東- 南西向，砂體總體上呈條席狀展布；但局部區域存在差異，如在旗勝20- 28 井區、20- 64 井區砂體發育好，整體上砂體連通性好，厚度均在13m 以上。

研究區長81 油藏屬于典型的低孔- 低滲巖性油藏，油層沿主砂體呈帶狀分布，油層展布受控于砂體形態和物性變化，油水分異不明顯，無統一的油水界面，儲層內為油水混儲。長81 在試驗區東部、中部偏西砂體沉積厚，物性較好，電阻率、雙感應明顯上升，屬于油氣富集區。

2 開發狀況

2.1 開發特征

目前采油井53 口，開井數15 口，油井利用率28.3%，平均單井日產油0.56t，綜合含水26.4%；采出程度3.14%，自然遞減率為14%。注水井13 口，開井11 口，平均單井日注水量10.7m3，累計注采比2.37。

2.2 開發中存在問題

2.2.1 油井投產后遞減幅度大

對研究區長8 層53 口油井投產初期產量進行分析，初期平均產液3.97m3/ d，初產油2.1t/ d，含水37.8%。均采用水力壓裂工藝，單層加砂量為30m3。開采20d 后產量開始大幅降低，液量穩定在1m3/ d，油量穩定在0.65t/ d。

2.2.2 停產井、低產井比例較高

研究區目前開井15 口，單井日產小于0.5t 井有9口，平均值為0.47t；介于0.5～1.0t 的有6 口，平均值為0.69t。研究區共有油井53 口，關停井48 口，其中高含水停抽10 口，不上液斷桿停抽38 口，這些低產井主力層已經射孔并壓裂，注水見效不明顯。總體油井利用率低，油井投產后降產快，遞減大，注水見效期長，油井見效差，甚至不見效。

3 周期注水機理

周期注水是在現有井網基礎上有規律地改變油水井工作制度的一種注水開發方式，它以井組為單元，輪流改變其注入方式。在油層中建立不穩定的壓力場，促使原來未被水波及的儲層部位投入開發，從而提高非均質儲層的波及系數和掃油效率來提高原油采收率。

周期注水分為注水升壓和停注降壓兩個階段。在注水升壓階段，注入水使裂縫系統的壓力高于基質區，從而在裂縫與基質區之間產生有效的驅替壓力梯度；在驅替壓差和毛細管力的雙重作用下，一部分油從裂縫系統進入基質較深部位的含油孔隙中。此階段會暫時阻礙基質與裂縫間的滲吸排油作用。在停注降壓階段，裂縫系統的壓力低于基質區，基質中的原油和水流向裂縫系統，在驅替壓差和毛細管滲吸作用下，注入水滯留于基質區中，從而替換出等量的原油。周期注水強化了基質區的滲吸排油速度與深度，從而改善了油藏的增產效果。

4 現場試驗

4.1 選井原則

（1）避開新建產能井區；

（2）不選擇分層注水井；

（3）注采井網完善，注采對應率較高。

根據以上原則選擇4 個注水井組（20- 73- 4、20- 82- 6、20- 86- 4、20- 86- 5）進行周期注水，涉及對應采油井20 口。通過周期注水，恢復地層壓力，形成有效的壓力驅替系統，使得此地層的油水重新分布，提高油井的產量。

研究區依據選井原則選取4 口注水井進行周期注水，目前日配注32m3，涉及采油井20 口，開井2 口，日產液3.24m3，日產油2.87 t，綜合含水4.3%。

4.2 周期注水參數論證

4.2.1 注水周期

理論注水周期按式（1）計算。

式中：T——注水周期；

L——前緣推進距離；

Μ——注入水黏度；

Ct——地層綜合壓縮系數；

K——地層滲透率。

式（1）說明地層的彈性越差，周期就越短；油層滲透率越高，周期也越短。將注水井與采油井間的距離130～500m、注入水黏度1.0mPa·s、地層綜合壓縮系數19.4×10-4MPa-1、滲透率0.41×10-3μm2代入式（1），得到周期注水周期為39.9～186d，平均93d。

根據俞啟泰總結周期注水開發經驗表明，周期注水降壓和升壓兩個半周期，應當采用不對稱周期，降壓升壓半周期比例不應該超過0.5。研究表明，降壓、升壓半周期比例在1～3 之間時，采收率僅增長0.5%，而開發時間增長30a 以上。因此，新寨長8 油藏注水周期設計為3 個月（約90d），其中升壓周期1 個月，降壓周期2 個月。

4.2.2 周期注水注水量

周期注水注水量計算見式（2）。

式中：Wi——注水量；

A——井組面積；

H——砂體厚度；

Φ——孔隙度；

Cw——地層水壓縮系數，4.2×10-4MPa-1；

P0——地層變化前的壓力；

Pi——地層變化后的壓力。

將井組面積4.69km2、砂體厚度12m、孔隙度11.3%、地層水壓縮系數4.2×10-4MPa-1（65℃時壓縮系數）、地層變化前的壓力16.8MPa、地層變化后的壓力18.5MPa 代入式（2）中。計算得到，使地層壓力上升至原來的110%時，需注入水量2752m3。

4.3 注水井實施方案

研究區試驗注水井設計的升壓周期與降壓周期比為1∶2，并且保證注水井開井率。根據周期注水參數計算，得出新寨東部長8 油藏周期注水的注水周期、壓力波動幅度和注水量等，根據計算結果制定了實施方案（表1）。

表1 新寨東部長8 周期注水試驗實施方案

4.4 周期注水效果評價

2019 年9 月開始周期注水，周期注水方案為：在注水井開始注水時，采油井動態關停；當采油井動液面上升時，注水井停注，采油井開始燜井；當采油井動液面趨于穩定時，燜井結束，采油井開始采油。

現場實施時，當累注水量達到2480m3時，采油井動液面急劇上升，注水井立即停注，壓力波動幅度為原地層壓力的107%。分析認為，井組裂縫發育導致注入水沿裂縫竄至生產井。

目前恢復采油井5 口，對比油井同期產量，開抽后4口油井見效。相同生產時效下，同期產量較周期注水前有所上升，平均單井增油0.48t/ d。見效油井液量含水均有上升，符合見效特征。其中20- 73- 5 與20- 76- 5 井分布北東南西向，見效特征明顯，且見效時間最長。結果如表2所示。

表2 研究區恢復井同期產量對比表

5 結語

根據已經注水的井網來看，東西向的油水井排的井網容易形成水竄通道。前期采油井注水見效，產量提高，注水后期形成高水淹通道。因此，在后期的開發過程中，對于已經形成的井網，油水井排要盡量控制油水井的壓裂規模，油井排要適當加大壓裂規模，盡可能大地造注水的波及體積。

研究區長8 油藏采油井油井利用率低，關停原因主要為低產低效，注水見效差。認為新寨長8 油藏500×130井網不利于注水開發，建議布井過程中適當拉大東西方向井距，縮小南北方井距。

通過新寨油區長8 油藏開展的周期注水試驗，試確定了周期注水參數：注水周期93d 注水量2480m3，壓力波動至原始地層壓力110%。周期注水試驗井組中3 口油井增油效果顯著，周期注水有利于提高最終采收率。