王丹，李天月，樊毅龙

SL油田H135断块注水能力分析

王丹1，李天月1，樊毅龙2

（1. 西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710000；2. 中国石油长庆油田第二采油厂，陕西 西安 710000）

SL油田H135断块属于低渗透储层，早期采用天然能量开采，但由于地层能量的降低，采收率迅速下降。为了提高低渗断块的开发效果，对油田开始实施注水措施，通过几年的注水开发，区块的日产油逐渐减少，采出原油的含水率也逐渐上升，所以需要系统地对该断块的注水能力进行研究分析，为油田后续开发提供合理的依据。对研究区的开发现状进行动态分析，包括产能分析、递减规律研究、注水见效分析、注水强度和注水难易分析；再运用油藏工程等方面的理论和技术，对研究区的含水率上升率、水驱指数、存水率、启动压力、吸水指数、注水倍数等指标对注水效果的影响进行评价。

H135断块； 注水能力； 注水难易；注水效果

随着油田的持续开采，油气井的生产量将会慢慢降低，导致这种情况的原因是前期主要采用自然能量开采，地层能量降低，采油动力不足，致使采收率降低[1]。因此，为了提升油田采收率，需要经过注水井向地层中相应产层注入水，从而增补地层中缺失能量，这样就可以实现将原来地层能量无法驱替的原油驱替至地面[2]。

目前我国的低渗油田在开发过程中大多采取注水措施，好的开发效果带来好的经济效益，但是两者之间仍然存在着很多矛盾[3]。为了获得较高的经济效益，需要不断地向地层中注水，这样就可以持续地补充和维持地层能量，提高原油采出量。为了保证能有良好的注水效果，要尽可能地使注入地层的水充分发挥作用，所以注水效果这个问题是在开发的全过程中不可忽视的问题。为了确保低渗油田的注水开发效果，需要系统地对开发区域中低渗储层的注水能力展开深刻的研究与探讨[4]。

1 注水开发现状分析

1.1 开发简历及现状

针对H135块、H146块、H143块，根据开发规模和开发方式将其开发历程划分为3个阶段：试油试采阶段、大规模弹性开发阶段、注水开发阶段。目前为止，H135断块一共有64口井，开采井 59口，区块每天平均产液541 t，每天平均产油 300 t，平均单井每天产油5.7 t，总含水为44.5％，累积采出原油1.50×106t，采出油速度为0.96%，采出量占14.3%；注水井一共25口，开井20口，每天注入水450 m3，平均每口井每天注23 m3，共注1.96×106m3，月注入与采出比为0.7，累计注入与采出比0.77，基本动液面在1 422 m左右，压力 22.4 MPa，压力降落22.6 MPa。

1.1.1 地层压力

H135块原始地层压力45 MPa，弹性开发阶段地层压力迅速降低，降到了31.9 MPa，阶段压力降落13.1 MPa。注水开发后，压力下降速度变缓，动液面相对较稳定在600 m左右，注水见效。由于井网不完善，油水井比例过高（油水井比例为3∶1），整体地层压力还是呈现出下降趋势，目前地层压力为21 MPa，液面在1 200 m左右。H146块原始地层压力45.2 MPa，弹性开发阶段压力下降快，降为 24 MPa，动液面下降较快，至1 300 m。注水开发后，压力降低逐渐变慢，动液面基本稳定在1 400 m，现阶段地层压力为20 MPa左右。H143块原始地层压力42.7 MPa，弹性开发阶段压力下降快，降为 23 MPa，动液面下降较快。注水开发后，压力降低逐渐变慢，动液面基本稳定在1 400 m，目前地层压力为24 MPa左右。

1.1.2 含水变化规律

通过对H135区块等4个区块含水的规律做调查统计，从含水的升高速度进行评价，并根据含水升高速度进行分类，结果如表1所示，得出该油藏开发效果良好。

表1 含水上升率评价开发效果表

H135块1999年投入开发，2001年12月开始注水开发，目前累计产油4.288×105t，采出11.17%，含水26.4%，含水上升率2.4%。从含水上升率来看，属开发效果中等的油藏。按照含水级别划分标准（如表2所示）[5]，H135块目前（2017.2）综合含水26.4％，属低含水期，H146块目前（2017.2）综合含水29.3％，属中含水期，H143块目前（2017.1）综合含水为11.3%，属低含水期, H110-20块目前（2017.2）综合含水为8.9%，属低含水期。

表2 含水级别划分表

每个含水阶段的特征通常如下：含水的上升速度在低含水阶段相对缓慢，含水的上升速度在中间含水阶段相对比较快，之后含水的上升速度又变得相对缓慢，步入高含水期。常把无、低、中含水阶段作为低渗油藏的重要开发阶段，所以能不能加长这3个阶段的时间对能否开发好这种油藏有着至关重要的影响，在主要开发阶段，含水增长率对开发效果和经济效益起着至关重要的作用。H135块含水变化曲线如图1所示。

图1 H135块含水变化曲线

由图1可知，H135块基本无无水期，一投产含水10％左右，2001年12月注水前含水达到30%，反映出H135块有边水，2004年5月后含水呈现上升趋势，是注水引起的，最高达到45％，目前稳定在30%左右。

1.2 压力变化规律

由于H135区块底水不活跃，弹性开发阶段地层能量迅速下降。注水后，从动态液面来看，可以保持稳定，注水见效。由于低渗油田本身的特点，其渗透率较低，压力传导较慢，油井压力下降幅度大，并且油水井间出现压差，水井压力维持在较高水平，并不断提高。同时，由于方案没有按照原来实施最初设计的五点法注水井网，油水井比例过高（油水井比例为3∶1），整体地层压力还是呈现出下降趋势，如图2所示。

图2 H135块地层压力变化曲线

H135块原始地层压力45 MPa，弹性开发阶段层压力下降快，降为31.9 MPa，阶段压降13.1 MPa。注水开发后，压力下降速度变缓，动液面相对较稳定在600 m左右，注水见效。由于井网不完善，油水井比例过高（油水井比例为3∶1），整体地层压力还是呈现出下降趋势，目前地层压力为21 MPa，液面在1 200 m左右，如图3所示。

2 注水能力评价

2.1 注水量评价

注水井日注差别比较大，部分井井况变差，单井日注下降。H135块在2013年前，单井日注水量变化比较大，注水量在20～80 m3·d-1范围，主要原因是H135块初期转注井较少，基本上是H135井一口注水井，该井注水量的变化影响到区块的注水状况，2013年后转注了7口注水井，单井注水量基本稳定在30～40 m3·d-1左右，2016年8月后，由于部分水井井况变差，平均单井日注水量降到10 m3以下，图4所示[6]。

图3 H135块动液面变化图

图4 H135块单井日注水量

目前，H135块注水状况不正常，基本注不进去的有6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井，目前仅有H135-30、H135-20、H110-20井注水还算正常。

2.2 启动压力与吸水指数评价

随注水时间的增加，启动压力相应增加，吸水指数有所减小。H135块的启动压力随时间变化曲线如图5所示。由图5可以看出，随注水时间的增加，启动压力相应增加，反映了低渗透油藏的特点：渗透率低，压力扩散慢[7]。

H35块视吸水指数变化情况如图6所示。由图6可以看出，随着注水时间的延长，本块吸水指数有所减小，经过研究分析后可以得出两个基本的影响因素：首先是因为低渗油田自身渗透率较低、孔喉半径小，当注入水的水质不合格的时候，就很容易造成堵塞，严重减弱了储层的吸水能力；其次是由于伴随着油田的不断开发，地层的能量不足、压力下降导致储层渗透率降低，从而减弱了储层的吸水能力[8]。

图5 H135块启动压力变化曲线

图6 H135块视吸水指数变化曲线

2.3 存水率评价

注水初期存水率较低，随着注采井网逐渐完善，存水率提高。

注水的目的是以水替油，如果压力维持稳定，油层内存水量高，产出的水量低，水替换出的油就越高，注入水利用率就越好[9]。因此，注水利用率是油田开发的一项常用的非常重要的指标。这一指标不仅受储层物性、原油性质的影响，而且也受注采井网系统、注水过程中增产措施情况的影响。在注水开发主要阶段研究这一指标是非常重要的。H135块存水率变化曲线如图7所示。由图7可以看出，注水初期注水井数少，注水量较少，由于注采对应关系的不完善或层间连通区域压力的差异，同时由于局部边水的侵入，使得注入的水并没有完全起到驱替原油的作用，而是仍以水的形式产出或流走，因此平面及纵向上的水驱效果存在较大的差异，使得初期注入水利用率较低，且无规律性。2006年之后，随着注水井数的增多，注水量增加，注采井网逐渐完善，注入水利用率提高，阶段存水率上升到80%。

图7 H135块存水率变化曲线

2.4 含水与采出程度评价

H135块实际含水-采出程度与理论曲线对比图如图8所示。H135块的开发效果比较差，实际含 水-采出程度在理论曲线的上边，说明在相同采出程度的情况下，H135断块的含水上升快，开发效果差。

图8 H135块实际含水-采出程度与理论曲线对比图

注水效果分析：

1）影响注水效果的因素第一个是注水井位置，H135块非常明显，主力小层的注水井注水正常，非主力小层注水困难。

2）影响注水效果的第二个因素是低渗油藏自身的特点。低渗油藏物性差，导致注水时压力向周围地区传播较慢，使得局部压力很高，油井压力增加幅度较小，注水井周围憋压，因此启动压力不断增加。启动压力增加后，可以采取酸化压裂提高注水量的措施，注水泵压虽然相比初期提高不少，但是因为受到注水设备的限制，不会无限增加，与此同时有效的注水压差有所变小，从而注水量因此减 少[10]。

3）H135块的启动压力逐年增加，同时由于注水泵压也比注水初期有所提高，注采系统相对完善，该块的注水量没有明显的减少，油水井压力差别也不大。

4）随着各个断块注入井数增多，注采井网逐渐完善，注入水利用率提高，各断块阶段存水率上升到80%以上，进一步提高注水效果。

3 结 论

本文通过对H135断块地质特征、储层性质、开发动态及注水能力等各方面的研究分析之后得出以下结论：

1）注水强度逐渐提高，注水量、存水率、吸水指数等指标的计算分析之后发现，注水初期注水强度较低，随着注采井网逐渐完善，注水强度提高。前期注水井和注水量少导致注采关系不完善，注水利用率低，之后，随着注水井数的增多，注水量增加，注采井网逐渐完善，注水强度增加，注入水利用率提高，阶段存水率上升到80%左右。

2）注水效果逐渐变好，由于前期低渗油藏本身因素物性差，注水向周围扩散慢，压力传播慢及注水井位置不完善导致非主力小层注水困难，使得前期注水效果差。后期由于酸压增注及注水井、注水量的提高，使注水效果逐渐变好。

3）目前注水状况不正常，基本注不进去的有 6口井，占注水井的55％，日注水量小于20 m3的有2口井。断块注水较困难，主要是由于H135断块渗透率低，注水压力传递慢、注水水质不合格导致孔隙堵塞。

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Analysis on Water injection capacity of H135 Fault Block in SL oilfield

1,1,2

（1. Xi’an Shiyou University, Xi’an Shaanxi 710000, China;2. PetroChina Changqing Oilfield No.2 Oil Production Plant, Xi’an Shaanxi 710000, China）

The H135 fault block in SL oilfield is a low permeability reservoir. Natural energy was used in the early stage of exploitation. However, due to the decrease of formation energy, the recovery efficiency decreased rapidly. In order to improve the development effect of low permeability fault-block, so oilfield water injection measures were used, through years of water flooding development, daily oil production in the block gradually reduced, the moisture content of produced oil also gradually rose.Therefore, it is necessary to systematically study and analyze the water injection capacity of the fault block, so as to provide a reasonable basis for the subsequent development of the oilfield. In this paper,dynamic analysis of the development status of the study area was carried out, including productivity analysis, decline law study, water injection effectiveness analysis, water injection intensity and water injection difficulty analysis.Then the influence of water cut increase rate, water flooding index, water retention rate, starting pressure, water absorption index, water injection multiple and other indicators on the water injection effect in the study area was evaluated by the theory and technology of reservoir engineering.

H135 block; Water injection capacity; Water injection difficulty; Water injection effect

TE357.6

A

1004-0935（2022）02-0272-05

2021-08-01

王丹（1997-），男，陕西省宝鸡市人，硕士，研究方向：石油与天然气工程。