子長(zhǎng)油田余家坪區(qū)長(zhǎng)2注水開(kāi)發(fā)效果研究

樊萬(wàn)紅，郭春芬，王彥龍，強(qiáng)倩，陳兵兵，戴亞威

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西 延安 716000；2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065）

子長(zhǎng)油田余家坪區(qū)地處鄂爾多斯盆地東南部[1-3]，區(qū)域構(gòu)造為一平緩的西傾單斜[4-5]。長(zhǎng)2 儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石細(xì)砂巖，其余為中粒或者粉細(xì)、粉砂巖。碎屑顆粒包含長(zhǎng)石、云母、石英、碎屑等，其中主要的碎屑顆粒為石英，巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑。次圓和次棱角狀的顆粒形態(tài)，中等到好的分選性，線(xiàn)狀接觸或點(diǎn)-線(xiàn)狀接觸，孔隙式、薄膜-孔隙式的膠結(jié)類(lèi)型。

研究區(qū)儲(chǔ)層物性在橫向和縱向上的分布均具有比較大的變化，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，且具有低孔隙度、低滲透率的特點(diǎn)[6-10]。該區(qū)投產(chǎn)初期就已經(jīng)進(jìn)入含水期，目前處于中含水階段。

1 研究區(qū)含水變化特征

1.1 含水規(guī)律研究

余家坪區(qū)含水率變化曲線(xiàn)如圖1所示。

圖1 余家坪區(qū)含水率變化曲線(xiàn)

對(duì)于注水油田，綜合含水率是表征油田動(dòng)態(tài)變化和反映油藏地下油、水分布變化的重要指標(biāo)[12]。余家坪區(qū)投產(chǎn)即含水，但總體說(shuō)來(lái)綜合含水率變化相對(duì)平穩(wěn)，目前保持在45%以下。

對(duì)于低滲透油田，有學(xué)者提出采用超前注水效果更佳[13-16]。研究區(qū)開(kāi)發(fā)初期，綜合含水率平穩(wěn)上升，投產(chǎn)5年后，油井大量轉(zhuǎn)注含水率上升速度增大，可是隨著1年后新井的大量投產(chǎn)，含水率有所下降。

1.2 吸水剖面分析

圖2為同位素吸水剖面測(cè)試圖。

圖2 同位素吸水剖面測(cè)試圖

對(duì)余家坪區(qū)27 口注水井開(kāi)展吸水剖面測(cè)試，結(jié)果表明，吸水狀況總體較好。其中，長(zhǎng)2 油層平均油層厚度和平均吸水厚度分別為13.5 m 和5.1 m，平均吸水強(qiáng)度為5.8 m3·d-1·m-1，由此可見(jiàn)，長(zhǎng)2 油層具有較好的吸水能力。

分層注水方式在很多油田得到廣泛應(yīng)用[17-22]，研究區(qū)注水井除個(gè)別井外，全部為分層注水。通過(guò)對(duì)吸水剖面結(jié)果的分析，表明主要吸水段的位置為射孔段，吸水特征為“均勻型”吸水，從射孔段向上或向下，其余位置的吸水強(qiáng)度均逐漸減弱（如圖2a、圖2b），吸水厚度主要分布在3～5 m，未出現(xiàn)注水段向上或向下偏移的情況。對(duì)Y3 的①、②號(hào)層進(jìn)行合注（圖2c），合注后可觀察出各層間干擾不突出，吸水強(qiáng)度和吸水厚度成正比，分析表明該井區(qū)長(zhǎng)2 儲(chǔ)層在縱向上非均質(zhì)性不強(qiáng)。

2 注水效果研究

2.1 油井見(jiàn)效研究

余家坪區(qū)井網(wǎng)注水的方法采用不規(guī)則的反五點(diǎn)、反七點(diǎn)、反九點(diǎn)面積井網(wǎng)注水，其中54 口注水井所控制和影響的受益油井達(dá)到185 口，注水井區(qū)均出現(xiàn)增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的效果。通過(guò)對(duì)注采反映動(dòng)態(tài)分析認(rèn)為，其具有以下的見(jiàn)效特征。

2.1.1 見(jiàn)效時(shí)間較短，增產(chǎn)幅度較高

油井注水后的見(jiàn)效周期一般為4～8 個(gè)月，見(jiàn)效后增產(chǎn)幅度一般為20%～40%。

Y11、Y12、Y13、Y14 四個(gè)早期注水開(kāi)發(fā)井組開(kāi)始注水后，受益油井24 口。9 個(gè)月后見(jiàn)效，見(jiàn)效前平均單井日產(chǎn)液1.6 m3，日產(chǎn)油0.9 t，含水33.2%，見(jiàn)效后平均單井日產(chǎn)液2.5m3，日產(chǎn)油1.4t，含水36%，早期注水開(kāi)發(fā)井組動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)如圖3所示。

圖3 早期注水開(kāi)發(fā)井組動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)

Y11 井組有油井6 口（Y11-1 至Y11-6），其中Y11-5、Y11-6 屬于雙向受益井（Y12 注水井井網(wǎng)），該井組除Y11-3 井和Y11-4 井投產(chǎn)較早外，其余油井與注水井一樣都是開(kāi)發(fā)1年以后投產(chǎn)，在第三年開(kāi)始注水，注水4 個(gè)月后見(jiàn)效，遞減明顯下降，增產(chǎn)幅度達(dá)32%，平均單井日增油0.98 t。Y11 井組注水見(jiàn)效前后動(dòng)態(tài)數(shù)如表1所示。

表1 Y11 井組注水見(jiàn)效前后動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)表

2.1.2 見(jiàn)效時(shí)間與受效程度影響因素

研究區(qū)油井見(jiàn)效時(shí)間與受效程度存在差異，在主砂體部位，儲(chǔ)層物理性質(zhì)好，油井在投產(chǎn)后其產(chǎn)量也高，為高產(chǎn)量區(qū)。約4 個(gè)月可以見(jiàn)效，增產(chǎn)可達(dá)25%以上。而處于河道邊部的砂體，其物理性質(zhì)變差，油井產(chǎn)量低，見(jiàn)效時(shí)間長(zhǎng)，約為主砂體部位見(jiàn)效時(shí)間的兩倍，而產(chǎn)量增幅則折半。

綜合考慮油水井井距、油井的見(jiàn)效時(shí)間和見(jiàn)效程度等多種因素，認(rèn)為總體來(lái)說(shuō)注水見(jiàn)效方向性不明顯，注水井周邊各井均有受益，但沿東北→西南向的井見(jiàn)效時(shí)間較早，如圖4所示。這與該區(qū)主砂體延伸方向及裂縫方向非常一致，表明見(jiàn)效方向一定程度上受到沉積微相和裂縫的控制。

圖4 Y11 井組注水見(jiàn)效方向圖

2.2 注水波研究

在水驅(qū)油藏中，主要是通過(guò)各種綜合調(diào)整措施提高注水驅(qū)替效率，達(dá)到最佳水驅(qū)采收率。因此，了解各油藏注水驅(qū)替效率，優(yōu)化調(diào)整部署，經(jīng)濟(jì)有效地增加注水波及體積是非常重要的前提。

根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式，驅(qū)油效率關(guān)系可用下式表示：

式中：Ef—驅(qū)油效率，%；

Vi—注入孔隙體積倍數(shù)；

μr—油水黏度比。

將研究區(qū)各參數(shù)代入上式，經(jīng)過(guò)校正后得到注入水孔隙體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系，如圖5所示。

圖5 注入水孔隙體積倍數(shù)與驅(qū)油效率關(guān)系圖

經(jīng)計(jì)算，得到油藏不同含水條件下注入水驅(qū)油效率，余家坪區(qū)目前驅(qū)油效率為15.29%，說(shuō)明工區(qū)中相當(dāng)一部分具有這種典型特征的低滲透油藏還沒(méi)有得到很好的動(dòng)用。

3 綜合含水評(píng)價(jià)

含水上升速度是評(píng)價(jià)油田開(kāi)發(fā)效果的重要指標(biāo)[23-24]，為了了解目前開(kāi)采條件下含水率是否正常，這里將從兩個(gè)方面進(jìn)行比較。

3.1 含水率與采出程度

據(jù)童氏公式作出標(biāo)準(zhǔn)的曲線(xiàn)，如圖6所示。

式中：fw—綜合含水；

R—采出程度；

Rm—水驅(qū)采收率。

應(yīng)用關(guān)系式將研究區(qū)數(shù)據(jù)放入童氏圖版（圖6），初期的含水率上升較快，隨后其上升的趨勢(shì)變緩，目前的含水在采出程度25%的曲線(xiàn)附近波動(dòng)。

圖6 含水率與采出程度關(guān)系圖

3.2 存水率和采出程度的關(guān)系

在采用注水方式開(kāi)發(fā)的油田中，存水率是一個(gè)重要的指標(biāo)，用來(lái)評(píng)價(jià)注水狀況以及注水的效果。存水率反映的是油田注水的利用率問(wèn)題，即注入地層中的水有多少比例可以留存于地下。

理論存水率與采出程度有以下關(guān)系：

式中：Es—表示累積存水率；

R—表示采出程度；

Rm—表示最終采出程度；

As、Ds—與油水黏度比相關(guān)的統(tǒng)計(jì)常數(shù)。

存水率與采出程度關(guān)系如圖7所示。由圖7可知，在注水初期，隨著注入量的增加，存水率也不斷上升。當(dāng)采出程度到達(dá)5%左右時(shí)，存水率離理論存水率最為接近。當(dāng)采出程度和含水率繼續(xù)增加時(shí)，存水率開(kāi)始出現(xiàn)下降趨勢(shì)，離理論存水率的差距變大。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響，注入水經(jīng)常沿裂縫方向或滲透率大的方向推進(jìn)，從而導(dǎo)致部分注入水沒(méi)有起到驅(qū)油作用。側(cè)向裂縫加密調(diào)整措施可以提高一定的采收率[25-26]，可以適當(dāng)調(diào)整井網(wǎng)和排向。

圖7 含水率與采出程度關(guān)系圖

從含水率與采出程度關(guān)系圖上可以看出，注水開(kāi)發(fā)在余家坪區(qū)取得了較好的效果，采收率正在向好的方向發(fā)展，但是從存水率與采出程度關(guān)系圖分析，實(shí)際值和理論值之間還存在很大的距離，說(shuō)明注水量不足，需要進(jìn)一步加大注水力度。

4 結(jié) 論

1）子長(zhǎng)油田余家坪區(qū)注水開(kāi)發(fā)后油井見(jiàn)效周期短，見(jiàn)效初期增產(chǎn)幅度較高，見(jiàn)效時(shí)間和見(jiàn)效程度受儲(chǔ)層物性及裂縫方向影響較大。

2）根據(jù)各項(xiàng)開(kāi)發(fā)指標(biāo)研究，由于早期的衰竭式開(kāi)采地層能量損耗嚴(yán)重，地層能量的恢復(fù)還需要時(shí)間。目前注采井?dāng)?shù)比偏小，需要進(jìn)一步加大注水力度，同時(shí)可以調(diào)整局部地區(qū)井網(wǎng)。