王博學

摘 要：該文從井網適應性、生產動態(tài)、地層能量、油水井連通情況等方面對石宅河區(qū)塊注水開發(fā)動態(tài)進行了分析，并對剩余油分布進行了描述。認為現用井網不完善，存在難以控制的死油區(qū)、邊角區(qū)；注水后，區(qū)塊產量遞減減緩、含水率波動較大，總體上有上升的趨勢；對注水井井口壓力、油井靜壓等數據分析。

關鍵詞：注水 動態(tài)分析 剩余油分布 分析研究

中圖分類號：TE357 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2015）12（b）-0181-02

認為注水開發(fā)使地層壓力升高，地層能量得到補充；轉注井早期壓裂，在油水井間存在裂縫形成的優(yōu)勢滲流通道。建議限制注水井壓力，防止裂縫延伸，發(fā)生水淹；通過示蹤劑技術、干擾試井方法等方法，分析明確油水井對應關系，以便決策、調整注入水的流動方向；針對油層內未動用、難動用的剩余油，采取打新井、改善水驅、不穩(wěn)定注水、調剖堵水等措施啟動，達到提高采收率。

油田注水采油屬于油田二次采油。通過注水可以驅動原油向采油井方向流動，提高采油效果；另一方面注水可以保持地層壓力，一定程度避免因地層壓力下降而導致地下原油大量脫氣，粘度增加，油井產量減少。對注水開發(fā)進行分析是油田開發(fā)中一項重要的工作。通過對該注水開發(fā)動態(tài)分析可以評價注水效果，確定注采對應關系，為控制剩余油及開發(fā)中出現的問題提供解決依據等。

1 區(qū)塊現狀

石宅河注水區(qū)塊于2011年底開始注水，水驅理論控制面積2.415 km2，動用地質儲量57.54×104 t，主要采用正方形反九點法面積井網?，F有注水井17口（均為轉注井），理論受益井66口，井位分布（如圖1），原始地層壓力為5 MPa。區(qū)塊滲透率為1.24×10-3?m2，孔隙度為11.2%，油飽和度較高，平均50%以上。

該區(qū)塊主力開發(fā)油層為長6-1亞油層組，原油主要是從西南部生油層運移而來，形成儲油層，并且油層和水層交互發(fā)育，開發(fā)中含水較高。

2 注水開發(fā)現狀

注水區(qū)開發(fā)初期含水率在70%～80%，經過近4年開采至2011年12月（開始注水前）的平均含水率達到77.5%。累積產油3.76×104 t，累積產液19.40×104 m3，累積注水12.22×104 m3，注采比0.630∶1。2015年7月注水區(qū)油井開井65口，水井開井17口，月產油量364.6 t，月產水1 741 m3，含水率80.24%，月注水量2 751.6 m3，月注采比1.27∶1。區(qū)塊最近1年產液量基本穩(wěn)定，產油量波動較大，總體呈遞減的趨勢；含水率波動較大，總體呈上升趨勢。

3 注水開發(fā)動態(tài)分析

3.1 井網分析

經過論證區(qū)塊注水主要采用正方形反九點法面積井網。井網中存在不完善的地方：井網部分部位缺失井，導致平面上小片面積油藏很難被臨近井控制；注水井排存在錯位現象。

3.2 生產數據分析

（1）注采比，注采比（注入水量與采出液體量的比值）能夠反映液體注入量與液體產出量的關系，注采比值為1說明注入水量與采出液體量相等。月注采比能夠反映當月液體注入量與液體產出量的關系；累計注采比能夠反映累計液體注入量與液體產出量的關系，反映地層液體總的補充情況。該區(qū)塊累計注采比值為0.63，地層虧空較大。月注采比值達到1.27（如圖2），對地層的虧空達到補充效果。（2）含水率，含水率能夠反映井底及其周圍油水的分布，油井含水率上升說明地層水向油井流入比率增大，可能由于注入水流至油井、底水錐進、水層漏水、泵掛加深等情況引起，需要分析確定。該區(qū)塊開發(fā)過程中含水率波動較大，最高值86%，最低值67%，7月為80.24%，開始注水后含水率有上升趨勢（如圖2）。（3）產量，油井產量動態(tài)直接反映開發(fā)效果的好壞，而注水開發(fā)可以讓油井產量遞減減緩、保持穩(wěn)定或者達到增加的效果。該開發(fā)區(qū)塊單井平均月產液量由最高200 m3下降到目前的30 m3左右，開始注水后產液量下降趨勢減緩，最近幾個月保持穩(wěn)定。

3.3 地層能量分析

地層能量主要體現在地層壓力上。一定的地層，地層壓力越大能量越高。地層有足夠的壓力流體才能夠從地層流向井底。區(qū)塊原始地層壓力5 MPa，經過近5年的開發(fā)，2012 年平均地層壓力0.6 MPa。注水開發(fā)后，2014年8口測壓井平均壓力1.129 MPa，普遍高于2012年平均地層壓力，可以看出注水對地層能量達到了補充效果。

注水壓力上升，對地層能量進行補充，為流體流動提供動力，但當地層壓力上升較大會引起儲層物性變化，且當地層壓力超過地層裂縫開啟壓力，裂縫延伸，油水井容易被裂縫聯通，發(fā)生暴性水淹，因此，需要限制注水井壓力防止裂縫延伸。

3.4 油水井連通性分析

通過測井曲線及測井曲線解釋結果對比，判斷區(qū)塊開發(fā)層位為同一亞油層組，長6-1層，因此長6-1層是連通油水井的主要層位，且繪制了多個井組油水井柵狀圖。（如圖3）

油水井柵狀圖可以方便地反映地層（油層）在井與井之間厚度變化情況，反映井鉆遇層位情況，從而推斷出油層在井網控制平面上的走向、展布情況，為明確井間連通情況、油層厚度提供依據。

3.5 剩余油分布特征

區(qū)塊剩余油在平面、縱向上分布面分布特征，該區(qū)未動用、難動用的剩余油在平面上主要分布在現有井網未控制的邊角區(qū)，注采井網不完善的地區(qū)，非主流線的滯留區(qū)，構造局部高點位置?？v向分布特征該區(qū)剩余油在縱向上主要分布在油層頂部區(qū)域，油層內相對低滲水洗較弱的部位。

4 結語

通過對生產動態(tài)、地層能量分析，區(qū)塊注水開發(fā)后地層壓力升高，產液產油量遞減減緩。建議限制注水井壓力，使其不超過地層壓裂工作壓力，防止裂縫延伸，發(fā)生水竄、油井暴性水淹。建議通過示蹤劑技術[1]、脈沖試井方法、干擾試井方法、利用速率關聯度法[2]等方法，分析油水井對應關系、注入水分布。針對油層內未動用、難動用的剩余油，采取打新井、補孔改層、改善水驅、增注、不穩(wěn)定注水、調剖堵水、化學驅、氣驅、深部調剖等措施啟動，達到提高采收率。

參考文獻

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