王荣娟

摘要：L018块主力含油层位S2，地面原油比重0.9724g/cm3（20℃），地面原油粘度为677.97mPa·s（50℃），为重质高粘原油。根据中国稠油分类标准，属于普通稠油第二亚类（油层条件下原油粘度大于150mPa·s），适宜于注蒸汽开发。但是受地面管网及开发工艺水平等因素的制约，无法实施注蒸汽开发，因此对区块2015年开展了注水开发必要性研究，于2015年8月转注2口（L01-8、L01-9井）试注，见到明显注水效果，后续转注3口，均见到较好注水效果。

关键词：可行性研究;试验注水;注水见效

1.油藏概况

L018块位于茨东断层下降盘内，整体表现为南高北低、北西倾的单斜构造，含油面积2.66km，石油地质储量381×10t，油藏埋深-1440～-1620m，是一个断层遮挡的层状边水油藏。

该块自2013年2月完钻探井2口，试采均获得工业油流，并部署实施探井及控制井3口，进一步落实储量范围，同年9月按照200m×200m正方形井网部署实施产能井16口，区块全面投入开发，目前区块日产油139t，综合含水53.55%，累产油14.8945×10t，累产水12.7864×104m。

2.开发中存在的主要问题

区块投产初期处于天然能量开发，随着开采时间，油井产量下降较快。位于油水界面以上的油井，投产后基本不含水，产液量呈缓慢下降趋势;位于油水界面附近的油井，液量及液面稳定，投产初期均不含水，生产30天左右油井含水上升直至水淹。统计2015年投产新井产量变化情况，平均投产3个月产量下降较快，单井日产油由投产初期的12.1t下降至目前的4.2t，平均月递减率为14.87%，平均动液面由投产初期的-812m下降至-1151m，下降339m，平均月降43m。统计2013年投产的新井自然递减，初期月递减率为9.02%，年递减率为28.4%;统计2014年投产的新井，月递减为9.21%;区块自然递减率高，稳产难度大。

3.主要做法

3.1注水开发必要性研究

（1）天然能量小，一次采收率低。根据高压物性分析结果表明，S2地饱压差为3.23MPa，采用物质平衡法计算其弹性采收率仅0.88%。

根据高压物性取样分析，天然气溶解系数为0.150，原始油气比为19m3/t。利用溶解气驱经验公式计算，溶解气驱采收率为14.06%。

（2）从试油试采情况来看，油井开采一段时间后供液能力变差，产量递减快。

（3）常规水驱易水淹水窜。该块主力层位地面原油粘度为677.97mPa·s（50℃），因此水油流度比较大，常规注水易发生水淹水窜，因此开发中应降低流度比，即降低地层原油粘度或提高注入水粘度。

（4）受储层非均质的影响，常规水驱方向性强，水驱效果差。

综上分析，该块油层天然能量不足，因此区块需采用早期注水保持地层能量的注水开发方式，同时结合调驱，降低油水流度比，提高水驱油效率，改善注水开发效果。

3.2井网井距的确定

油田的开发井网，主要受油层物性、原油性质、采油工艺和国家对采油速度的要求等因素所控制。合理的井网部署对提高储量动用程度和采收率非常重要。国内外油田的开发实践证明，采用正方形井网均获得了较好的开发效果。正方形面积注水井网，不仅适应平面调整，还具有调整井网和注采系统的灵活性。借鉴周边区块开发经验，采用200m井距正方形井网开发。

4.试验注水效果分析

区块于2015年8月转注2口（L01-8、L01-9），见到明显注水效果，证明注水开发可行。于2016.1新增转注2口（L1-06、L018），目前3个井组5口油井均见到明显注水效果。从区块先期试验注水的两个井组注水见效情况可以看出，区块注水见效油井有不同的注水見效特征：一是含水稳定，液量上升，液面上升，如L18-3井;二是含水上升，液量上升，液面上升，如L9-8井，但都具有明显的增油效果。具体注水见效特征分析如下：

（1）含水稳定，液量上升，液面上升

L18-3井位于L01-9井组，于2016.1.20见到明显注水效果，注水见效特征表现为液量上升，液面上升，含水保持稳定，基本不含水。

L01-9井2015.8.22转注，日注水20m，截至目前累积注水3378m，L18-3井于2016.1.20见到明显注水效果，正常生产时日产液14.5m，日产油14.3t，含水1%，液面H：1354/1021m，2015.12.23有注水见效趋势，液、油有所上升，日产液15.9m，日产油15.5t，含水2%，液面H：1389/1045m，液面仍保持在1000m左右，2016.1.20见效明显，液、油上升，液面上升，日产液17.5m，日产油17.3t，含水1.5%，液面H：1348/982m，目前日产液17.8m，日产油17.8t，液面H：1263/876m，阶段累增油291.3t。

（2）含水上升，液量上升，液面上升

L9-8井位于L01-8井组，于2016.1.15见到明显注水效果，注水见效特征表现为液量上升，含水上升，液面上升。

L01-8井2015.8.28转注，日注水30m，截至目前累积注水4382m，该井于2016.1.15见到明显注水效果，正常生产时日产液8.8m，日产油1.1t，含水87%，液面H：1322/1268m，2016.1.15液量上升，液面上升，日产液15.9m，日产油2.5t，含水84.3%，液面H：925/871m，液量较之前上升7m，液面上升400m，分析为注水见效，目前日产液17m，日产油2.1t，含水87.5%，液面H：864/789m，阶段累增油98.9t。

从L01-9、L01-8井先期试验注水情况来看，注水见效明显，两个井组2口油井均见到明显注水效果，增油效果显著，区块适宜于注水开发。2016年新增转注2口（L1-06、L018井），目前新增3口见效井。，阶段累增油706.8t，根据注水方案2016年计划转注后续3口井，同时结合调驱预计油田采收率可达到30%，较天然能量开发提高14%，增加可采储量67万吨。

5.结论及认识

（1）精细基础地质研究落实构造及储层特征，是进行注水开发调整的重要基础。

（2）进行单井评价，开展井组分析是评价油田注水开发有效的必要手段。

（3）密切跟踪注水进度，及时进行注水调整，是保证注水开发成功的重要前提。

参考文献：

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