陈曦++蔡珺君++孙千++占天慧

摘 要：长6油藏属于低压系统、未饱和油藏，地层压力低、缺乏底水。油藏投产后含水率上升较快。2009年注水开发后，油藏存水率逐渐下降，到目前保持在0.65，油藏耗水率逐渐下降，到目前保持在1.4，含水上升得到减缓。由此可见，注水开发取得了较好效果。

关键词：油藏；平均渗透率；原始气油比；存水率

中图分类号：TE357.6 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.12.012

1 主要地质特征和开发现状

1.1 主要地质特征

甘谷驿长6油藏大地构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部。该盆地构造形态总体为东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形台坳型盆地，盆地内部构造相对简单，地层平缓，仅盆地边缘褶皱断裂比较发育。孔隙类型主要为粒间孔和溶蚀孔，储层为特低孔、特低渗储层。由于砂岩渗透率极低，毛管力作用很强，油水分异很差，油水混储，无明显的油水界面，缺乏边、底水。因此，在以上主要作用的影响下，本区形成了典型的岩性油藏。长6油藏主要含油层位为三叠系延长组长6油层组，该油层组又划分为长61、长62、长63、长64四个亚组。其中，长61含油性最好，其次为长62，长63局部含油，长64最差。4个层的平均渗透率为0.725×10-3 μm2，平均孔隙度为8%，平均有效厚度为4.87 m。

长6油藏属于常温低压系统、未饱和油藏，饱和压力为1.12 MPa，原始气油比为11.9 m3/t，溶解系数为7.869 m3/MPa，油层地层温度为24.6～27.5 ℃，地温梯度为2.61～3.10 ℃/100 m，压力系数为0.64，原始地层压力平均值为3.33 MPa。长6油藏原油密度、黏度和含硫量等均变化不大，属低密度、低黏度、低凝固点、微含硫的常规陆相黑油。原油密度为0.821～0.837 g/cm3，平均为0.826 g/cm3；黏度为2.59～3.87 MPa·s /50 ℃，平均为3.26 MPa·s /50 ℃；凝固点为-14～10 ℃，平均为2.8 ℃；含硫量为0.002%～0.21%，平均为0.104%；初馏点为54.9～83.2 ℃，平均为72.5 ℃；含盐量变化较大，为11～202 mg/L。

1.2 开发现状

长6油藏2008年投入开发，采取整体早期注水开发，采用150×125矩形反九点面积井网，井距为195 m，排距为96 m。生产至今，注采井数达514口（其中，油井353口，注水井161口）。

长6油藏注入层位为长61，开采层位有长61、长62、长63层位。至2011年底，长6层油井平均日产油0.36 t，累计注水2.254×105 m3，累计产液量为1.582 6×105 m3，累计采油量达到7.88×104 t，综合含水率为50.96%，采出程度达2.23%，累计注采比为1.394.

1.3 油藏开发特征

1.3.1 油藏地层能量不足，压力降低速度快

甘谷驿长6油藏原始地层压力的平均值为3.33 MPa，饱和压力为1.12 MPa。随着长6油藏3个区块的开发，地层压力从投产初期的3.33 MPa降到了目前的2.16 MPa。在开发初期，由于注水不足，压力下降较快。2009年，通过局部细分层系、完善注采井网，有效补充了地层能量，使地层压力逐步回升。

1.3.2 年产液量、产油量呈上升趋势

长6油藏2008年的产液量为0.1×104 m3，产油量为0.07×104 t。2009年初，对该区实施了注水开发，特别是自2009-06大量油井投产以来，长6油藏产液量和产油量呈明显上升趋势。2009—2011年的年产液量分别为4.28×104 m3、4.82×104 m3、6.63×104 m3。2008年、2009年和2011年的年产油量分别为1.51×104 t、2.5×104 t、2.99×104 t。

1.3.3 综合含水上升较快

自2009-06后，由于2009年初的注水开始见效，整个区块产液、产油量差值变大，产水量上升，对应的含水率也不断上升至50%.

2 注水开发效果评价

2.1 含水率分析

注水开发油田含水是评价油田注水效果的重要指标，它不仅影响着油田稳产，更对水驱采收率和最终采收率有直接的影响，计算公式如下：

. （1）

. （2）

式（1）（2）中：R为最终采收率；Sw为含水饱和度；Fw为含水率；μ为黏度；kr为相对渗透率。

长6油藏含水率与采出程度标准曲线、实际生产资料的对比图如图1所示。从图1中的曲线可以看出，初期阶段曲线较陡，说明初期主要依靠地层自身弹性能量开采，由于地层能量不足，综合含水率迅速上升。在采出程度为0.5%之后，曲线变缓，说明油藏注水普遍见效，反映出油藏的注水开发效果较好；在采出程度达到1%之后含水曲线陡度减缓，维持在50%左右，表现为注入水强大的趋势，反映出该阶段开发调整（控水稳油、综合治理）的效果好。

图1 长6油藏含水率与采出程度关系图

2.2 水驱曲线分析

水驱特征曲线分析储量是一种用动态资料测算可采储量运动的方法，能反映油水的基本规律，适用于油藏进入中、高含水阶段后可采储量的计算。甘谷驿油田长6油藏含水率均已达到51.7%.因此，可用水驱特征曲线分析油藏可采储量等指标。根据甘谷驿油田长6油藏现场生产数据，水驱特征曲线分析结果如表1所示。

表1 长6油藏水驱特征曲线分析结果参数表

水驱曲线名称 甲型 乙型 丙型 丁型

回归系数a 0.004 8 -0.374 7 1.422 9 1.453 1

回归系数b 0.085 6 0.035 2 0.014 9 0.032 8

相关系数r 0.994 5 0.635 8 0.995 0.995 9

原油采收率Ro % 31.870 27.530 — —

经济极限波及系数 — — 0.831 3 0.829 5

2.3 油藏存水率

地下存水率是指地下存水量与累积注入量之比，是衡量注入水利用率的指标，存水率越高，则注入水的利用率越高，其计算公式为：

. （3）

. （4）

式（3）（4）中：Cp为存水率；Wi为累积注水量；Wp为累积产水量；Bo为原油体积系数；γo为原油密度。

根据注采比和含水率的定义可进一步推出综合阶段存水率与含水率的关系。

图2为长6油藏含水率与存水率关系图。从图2中可看出，随着含水率的上升，存水率呈下降趋势；注采比不同，存水率随着含水率的下降程度也不同——注采比越大，其下降幅度越小。长6油藏在开发初期的存水率随着含水率的变化较小。随着井网的加密调整，注采不断完善，注水量不断增大，存水率逐渐降低，即“注入水”存留在地层中的比率在减小，存水率曲线开始向注采比等于1的方向变化，说明注水量不足，原因可能为注水滞后。目前，长6油藏存水率为0.65.

图2 长6油藏含水率与存水率关系图

2.4 油藏耗水率

耗水率指的是注水开发油田每采出1 t原油采出的水量，耗水率越低说明注入水利用率越高，其计算公式为：

. （5）

式（5）中：Ep为耗水率；Np为累积产油量。

图3为长6油藏生产时间与耗水率关系曲线图。从图3中可看出，自2009年长6油藏注水以来，耗水率开始上升，且上升较快，并在2009-05达到最大耗水率5.15.2009-06以后，随着油井的增加和产油量的上升，耗水率开始下降，说明此阶段的水驱效果较好，注水利用效率变高。2010-01，随着水井数量的增加，注采系统不断完善，注水量不断加大，耗水率继续下降，注水利用率逐渐升高，水驱效果明显。2010-06，新油井投产，并加大了注水井注入量和新井投注量，耗水率维持在1.4

左右，说明开发阶段的水驱效果较好，注水利用率在不断升高。

图3 长6油藏生产时间与耗水率关系曲线图

2.5 注采状况分析

注采比（IPR）是指注入水所占地下体积与采出物（油、气、水）所占地下体积之比，可反映注采关系是否达到平衡，其计算公式为：

. （6）

式（6）中：IPR为注采比；Winj为累积注水量；Qo为产油量；Qw为产水量。

注采比分为月注采比和累计注采比，累计注采比（CIPR）在式（6）中的注水量、产油量、产水量分别为累计注水量、累计产油量和累计产水量。

图4为长6油藏注采比曲线图。长6油藏自2009-01开始注水，初期有45口水井注水，由于注水量偏大，月注采比和累计注采比较高；区块进入基础井网开发阶段、细分层系综合调整阶段后，产量上升，月注采比和累计注采比下降。2009-06，通过注水井网调整，月注采比和累计注采比下降。2010年，通过局部细分层系、调整注采井网和减小注水量，月注采比上升，累计注采比基本稳定在1.39左右。

图4 长6油藏注采比曲线图

3 结论

通过对唐114井区长6油藏的动态分析和注水开发效果评价得出以下结论：①唐114井区长6油藏属于油藏压力系数低、地层天然能量弱、无边底水能量的油藏。②唐114井区长6油藏在开发前期的地层能量不足、压力降低快，年产液量、产油量逐渐上升，但含水率上升较快。③2009-06后，产液、产油量的差值变大，产水量上升，对应的含水率不断上升至50%，其原因为2009年初的注水开始见效。④通过注水效果评价，注水开发取得了较好的开发效果；油藏存水率一直处于下降趋势，目前为0.65，注入效果明显；油藏耗水率持续下降，并维持在1.4左右。⑤由于注水相对滞后，导致地层压力保持水平较低，含水量上升快，已进入“见水早、含水率上升快、含水率高”的开发期，建议对井进行调整，以取得更好的开发效果。

〔编辑：张思楠〕