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摘要：由于吴起油田白河区块长8油藏注水时间久已超过10年，对注水开发效果进行评价，有利于油田开采效率。文章通过对白河区长8油藏开发效果进行综合评价，认为主要开发矛盾表现为开井率低、低产低效井多、自然递减率大、地层压力保持水平低、水驱采收率低等特征。
关键词：长8油藏；超低渗透；注水开发；效果评价
0引言
延长油田吴起采油厂白河区块位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，区域构造为坡度仅1°左右的西倾单斜构造。长8储层岩性主要为浅灰、灰色细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩，以极细砂-细砂长石砂岩为主，分选好-中，磨圆度呈次棱状；粒间颗粒支撑，点—线接触；胶结类型以孔隙式为主，薄膜-孔隙式次之。储层平均孔隙度8.90%，平均渗透率0.30×10-3μm2，属于特低孔、超低渗致密储层[1]，具有非均质性强的特点。2011年开始注水开发，采用菱形反九点井网开发，注采对应率达到84.16%，注水时间已超过10年，目前累计注采比已高达1.93。
1开发现状
截至2022年12月底，周关单元生产长8油层的油井有269口，开井82口，日产液85.21 m3，日产油51.48 t，单井日产油0.63 t，综合含水27.70%，年产液3.58×104 m3，年产油1.90×104 t，累计产液58.58×104 m3，累计产油27.58×104 t，采油速度0.20%，采出程度2.98%。注水井118口，开井44口，月注水量9 443.22 m3，日注水量314.77 m3，平均单井日注水量7.15 m3，累计注水量122.52×104 m3，月注采比3.23，累计注采比1.93。
2储量动用状况分析
长8油层地质储量1 155.12×104 t，动用储量923.45×104 t，水驱储量866.85×104 t，水驱控制程度94%，水驱控制程度高，具体储量数据如表1所示。
3井网适应性分析
通过对研究区岩心资料了解和成像测井资料分析表明，白河油区长8油层组砂岩裂缝比较发育。统计研究区部分单井长8的有效裂缝和全裂缝走向发现延长组中段的优势裂缝走向集中在NW-SE方向。研究区长8层井网为菱形反九点井网，排列为NW-SE方向，长轴角井注采方向为北偏东68°与裂缝方向基本一致。该井网可拉大裂缝方向井距，缩小侧向排距，延缓裂缝方向采油井水淹，有利于注入水均匀推进，因此，白河油区长8井排方向基本符合开发需求。
井网密度方面，考虑启动压力梯度，依据渗流理论进行研究。假设：存在一注一采两口井，即注入井B和生产井A，井半径为r，两井间距为d，生产井A的井底流压为Po，注入井B的井底流压为Pw，得到启动压力梯度与注采井距的关系。目前白河油区长8井网密度为13口/km2，较合理，如表2所示。
4水驱效果评价
4.1综合开发曲线分析
长8油藏综合开发曲线来看，2012—2016年迅速上产阶段，产油逐年增加至峰值4.18万t，2017年井网基本完善进入水驱阶段，年产液从8.3×104 m3，下降至3.46×104 m3下降58%，年产油呈逐年下降的趋势，从4.18万t下降至1.85万t下降56%，长8油藏液量变化与注水响应不明显。白河区块长8油藏历年综合开发曲线图如图1所示。
4.2自然递减变化分析
在进行递减规律分析过程中采用图解法。因此选取2016—2020年的产油数据绘制在半对数图板上，拟合后相关系数达到0.991 3，拟合程度较高，产量的对数与时间呈现很好的直线关系，因此符合指数递减。根据指数递减公式求得，初始产量为4.61×104 t，初始递减率为18%，该区递减程度较大，说明注水开发基本没有效果，如图2所示。
4.3效果特征分析
长8油藏采用菱形反九点注采井网进行注水开发，针对油藏注水见效特征，将受益井见效分为三种类型：I类，见效后单井产能明显大幅上升；II类，见效增产特征不明显，但产能由下降转为基本保持稳定；Ⅲ类，见效后很快见水并迅速水掩，产量快速下降。通过对油区长8油藏279口受益井单井分析，I类见效井12口，II类见效井11口，Ⅲ类见效井44口，未见效井212口。因此研究区受效油井比例偏低，见效率仅为24%，注采无响应的油井占到76%。
4.4含水与采出程度分析
按照实际采出程度与理论采出程度的对比，2016年含水率为30.9%时，采出程度为1.23%；2020年含水率为48.8%时，采出程度2.22%，按照变化趋势来看，实际的含水率与采出程度分布点向左上偏移，注水未起到明显的效果，具体如图3所示。
4.5水驱指数
该区从2009年开始生产，2012年开始规模注水，随着开发时间的增长，水驱指数变化规律不明显，但总体有增大的趋势，且含水率的变化不稳定，但总体也是增长的趋势，实际水驱指数在注采比M在1.3～1.5，目前实际注采比为1.8，反映出实际注水高于理论值，造成一定的注水浪费。但是从前面的分析看，该阶段的注水效果并不明显，如图4所示。
4.6存水率
存水率的理论值和实际值的对应关系与水驱指数相似，变化规律不明显，比较杂乱，整体上表现出存水率升高，但存水率向M=1.7理论存水率靠近。表现出水驱过程中需要的注采比变高的特点，目前实际注采比M=1.8，高于理论值，说明注入水量高于采出液量，存入油藏的水增加，如图5所示。
4.7耗水率
通过耗水率理论值与实际耗水率曲线图可以看出，目前耗水率低于理论的耗水率，未达到理论值，这说明长8油藏注水利用率低，如图6所示。
4.8能量保持与利用状况评价
长8油藏原始地层压力为17.00 MPa，根据油水井测压资料，2022年地层压力为7.98 MPa，压力保持水平46.9%，压力保持水平低。从整体压力变化与注水情况来看，压力保持水平与注水井数和日注水量没有很好的相关性，采油井地层压力保持在较低的水平，基本为10 MPa以下。而注水井的压力都保持在较高的水平，都大于20 MPa，这可能是由于储层比较致密，压力从注水井传导到采油井比较困难，所以导致注水效果不明显。
4.9采收率评价
根据不同的原油黏度选择不同的曲线类型：丁型曲线适用于低黏度(≤3 MPa·s)油藏；甲型曲线和丙型曲线适用于中等黏度(3～30 MPa·s)油藏；而乙型曲线适用于高黏度(≥30 MPa·s)油藏，其中甲型、丁型要求含水率应该≥40%，丙型要求含水率≥80%。由于含水率的变化，除了受地层油水黏度比的影响外，还要受到油藏类型、储层物性、非均质性、注采方式、采液速度和工艺条件的制约和影响。因此在应用水驱曲线时，应该根据油田生产实际含水率曲线形态来优选适用的水驱曲线[2-6]如图7所示。
结合拟合结果可以看出，丁型水驱特征曲线拟合相关系数最大，甲型和丙型水驱特征曲线次之，乙型水驱特征曲线拟合程度最低，综合考虑水驱特征曲线适用条件结合相关系数，甲型和丁型曲线更接近实际，预测最终采收率为12.38%，如表3所示。
5结语
(1)研究区长8超低渗透油藏注水开发产量持续下降，与注水量响应关系不明显，油井普遍受效程度较低，注水开发效果较差。
(2)研究区压力保持水平与注水井数和日注水量没有很好的相关性，未建立有效的驱替系统。采油井地层压力保持在较低的水平，基本为10 MPa以下。而注水井的压力都保持在较高的水平，都大于20 MPa，这可能是由于储层比较致密，压力从注水井传导到采油井比较困难，所以导致注水效果不明显。
(3)通过对白河区长8油藏开发效果的综合评价，认为主要开发矛盾表现为开井率低、低产低效井多、自然递减率大、地层压力保持水平低、水驱采收率低等特征。
参考文献：
[1]孙红艳.白河油区长6、长8油层组储层综合评价[D].西安：西安石油大学，2015.
[2]王威，侯爽.低渗透砂岩油藏开发效果评价新方法研究及应用[J].复杂油气藏，2023，16(4)：433-438.
[3]王天翔，刘大鹏，申太志.新型水驱特征曲线在低渗透油藏的应用[J].中外能源，2023，28(8)：73-76.
[4]党智慧，安宁，杨龙，等.特低渗透油藏有效驱替压力系统的研究[J].石油化工应用，2022，41(9)：62-68.
[5]张伟杰，苏海.寨子河油田长8储层注水开发效果分析[J].石化技术，2017，24(7)：13.
[6]何贤科，陈程.低渗透油田建立有效驱替压力系统研究[J].特种油气藏，2006(2)：56-57，69，107.后台-系统设置-扩展变量-手机广告位-内容正文底部 -
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吴起油田白河区长8超低渗透油藏注水开发效果评价论文
人参与 2024-09-20 10:30:46 分类 : 理学 点这评论 作者：团论文网 来源：https://www.tuanlunwen.com/
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