柳朝阳, 马庆，吴宝祥



寨子河长9油层注水开发效果分析

柳朝阳1, 马庆2，吴宝祥3

（1. 延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716001； 2. 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西 延安 716001 ； 3. 延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 716001）

寨子河长9油层平均孔隙度为7.99%，平均渗透率为3.5×10-3μm2，油藏类型属于典型的低孔、特低渗弹性-溶解气驱油气藏。2010年开始寨子河长9油层实施注水开发。针对寨子河区块近几年注水开发特征，分别从井网适应性、注采比、地层压力恢复情况以及典型井组见水见效情况等方面进行了分析研究，剖析了目前寨子河长9油层注水开发面临的问题，提出了相应的注水开发技术对策。

寨子河长9油层；注水开发；技术对策

1 区块概况

寨子河位于吴起县南部洛源乡三道川下游洛河西岸境内，地处黄土高原中部，地面海拔1247~1663 m，地表相对高差100~300 m左右。该区长9油层在寨子河油区中部（图1），长9开发区面积29.49 km2，主要层位是长91油层。

图1 寨子河长9油层分布图(红色圈)

2 油藏基本特征

寨子河长9油层受岩性－物性控制为主，沿主砂体带状分布，连续性较好，局部发育鼻状构造。根据该区高压物性资料，长9油藏的饱和压力为9.39 Mpa，原始地层压力18.1 Mpa，地饱压差8.71 Mpa。油藏中饱和压力/原始地层压力的比值为0.52，单次脱气气油比62.58 m3/m3，长91油层组孔隙度范围4.95%～14.1%，平均7.99%；渗透率（0.01～31.66）×10-3μm2，平均3.5×10-3μm2。寨子河长9油层属于低孔、特低渗油藏，油藏类型为弹性-溶解气驱油气藏。

3 区块开发现状

截止2016年底，寨子河长9区块共有油井162口，开井137口，日产液193.01 m3，日产油127.85 t，单井日产油0.93 t，综合含水22.07%，年产液7.06×104m3，年产油4.68×104t，累计产液53.32×104m3，累计产油39.39×104t。该区共有注水井53口，开井53口，累计注水64.4×104m3，月注采比1.57，累计注采比1.07，地层亏空4.12×104m3。

4 井网适应性分析

寨子河长9油层主要上按照反九点正方形井网实施，局部井网不规则（反七点菱形），总体平面上井网较规范（图2）。通过对该区53个井组受益情况统计分析，其中四项受益井有8口，三向受益井有17口，两项受益的有76口，单项受益的有55口。

图2 寨子河长9油层井网分布图

5 注采比分析

低渗透油藏平衡注采比与泥岩吸水、无效厚度吸水、裂缝疏导水有关，与原油性质和开发阶段有关系。统计分析表明，对于低渗油藏平衡注采比可以按以下公式进行计算。

其中:平衡注采比;

-砂层厚度，m;

-有效厚度，m;

f-含水率;

o-原油体积系数。

寨子河长91地层平均砂厚20 m，平均油厚10 m，现阶段长91油藏含水处于20%~25%之间，原油体积系数约为1.15，因此平衡注采比位于2.2~2.23之间（图3）。

图3 寨子河长91平衡注采比和含水率关系图

通过对项目区井组累计注采情况分析表明，53个注采对应井组中，16个井组注采比大于2.0，17个井组注采比介于1.0至2.0之间，10个井组注采比介于0.5至1.0之间，10个井组注采比小于0.5，部分区域处于亏空状态。

6 压力保持水平分析

寨子河长9油层原始地层压力18.1 MPa，早期采用依靠地层能量开发，地层能量下降快，地层压力保持水平仅为35%左右（图4）。

随着2010实施注水开发，地层压力下降趋势得到控制并有一定程度回升，目前地层压力保持水平为原始地层压力的49%。

7 注水开发效果分析

7.1 整体开发效果分析

根据寨子河长9油层历年综合开发曲线图可以看出（图5），在2010年开始大规模注水后，长9油层日产油递减趋势明显变缓，含水率在2011年达到最低，随着规模注水开发，含水率以每年3个百分点的趋势上升。2014年开始实施精细注水调整，区域产油量整体呈缓慢上升趋势。

图4 寨子河长91历年压力柱状分布图

图5 寨子河长9油层历年综合开发曲线图

7.2 见效井组分析

选取该区典型23-93-4井组进行分析（图6）。

图6 寨子河23-93-4井组月开采曲线图

由于该井组依靠天然能量开采时间较长，开始注水时间相对滞后，因此地层压力恢复时间长，注水见效时间相对较晚。在注水20个月后2014年10月，井组产液和产油开始上升，月产油达到680 t，综合含水稳定在6%左右，注水见效明显。

7. 3 见水井组分析

选取该区典型23-81-1井组进行分析（图7）。

图7 寨子河23-81-1井组月注采开发曲线图

该注水井组于2010年8月开始注水。注水前该井组产液和产油逐月下降，开始注水后14个月，井组产油下降明显变缓，含水基本不变； 2014年8月开始产液上升明显，产油下降，含水明显升高，井组见水，3口受益井所处位置均在井排方向上（北东-南西走向）。

8 结论

（1）寨子河长9油层开发区由于单项双项受益井较多，水驱控制程度较低，纵向上层间矛盾突出，应进一步提高纵向上注采对应率。

（2）寨子河长9油层开发区的月注采比1.57，累计注采比1.07，远低于平衡注采比2.2，地层亏空4.12×104m3，且长9油层目前地层压力保持水平较低，远不能满足油田开采的需要，因此建议后期应不断加强注水，补充地层压力，恢复地层能量。

（3）寨子河长9油层高含水井所处位置为北东-南西向，方向与该区井排方向一致，建议对部分高含水油井实施转注，将反九点井网调整为排状注水，提高水驱开发效果。

［1］廉庆存.油藏工程[M]. 北京:石油工业出版社,2006.

［2］王瑞飞,国殿斌.深层高压低渗透油田开发[M].北京:地质出版社,2012.

［3］刘文岭,王经荣,胡水清,等.高含水油田精细油藏描述特色使用技术[M].北京:石油工业出版社,2014.

［4］王香增.特低渗油藏采油工艺技术[M].石油工业出版社,2013.

Analysis on Water Injection Development Effect of Zhaizihe Chang 9 Oil Reservoir

1,2,3

（1. Yanchang Oilfield Company Exploration & Development Technology Research Center, Shaanxi Yan’an 716001, China；2. Yanchang Oilfield Company Nanniwan Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716001, China；3. Yanchang Oilfield Company Wuqi Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716001, China）

The average porosity of Zhaizihe Chang 9 reservoir is 7.99%, the average permeability is 3.5 mD, the reservoir type belongs to typical low porosity and ultra-low permeability elastic dissolved gas reservoirs. In 2010, Zhaizihe Chang 9 reservoir was developedby water injection way. In recent years, waterflooding characteristics, well pattern adaptability, injection production ratio, formation pressure recovery and typical water wells in Zhaizihe block were analyzed respectively.Some problems in the waterflood development in Zhaizihe Chang 9 reservoir were discussed, and corresponding technical measures for water injection development were put forward.

Zhaizihe Chang 9 reservoir; waterflooding ; technical countermeasures

TE 357

A

1004-0935（2017）10-0982-03

2017-08-08

柳朝阳（1986-），男，工程师，硕士学位，陕西省延安市人，2009年毕业于长安大学地质学专业，研究方向：油气田开发。