靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

张添锦，张 海，李鹏程

（1.延安大学石油学院，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司，陕西榆林 718500；3.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600）

靖边油田墩洼油区延9油藏注水开发效果评价

张添锦1，张 海2，李鹏程3

（1.延安大学石油学院，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司，陕西榆林 718500；3.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西榆林 718600）

针对靖边油田墩洼油区延9低渗透油藏，层内非均质性强，部分注水井吸水不均，水驱规律复杂，注水调控难度大的问题，通过研究其注采对应关系，油水井生产能力，注水情况、采油速度、油藏压力保持水平、注采井网适应性的研究，对研究区的注水开发效果进行了研究，结果表明：油藏注水时间短，地层亏空严重，油水井数比过高，达到4.18，大部分面积没有水井控制，水驱控制程度只有45%左右，存水率为负的50%，导致采油速度低，目前采油速度只有0.26%；目前压力保持程度低，压力系数为0.43。目前油藏注水开发效果差，采出程度低，潜力大。

墩洼油区；延9油藏；开发效果评价

靖边油田墩洼油区属于低渗透油田，主要开采延9油藏，油井产量低，一般投产后稳产期短，动液面和产量下降较快，经过长时间的开采，油藏天然能量严重不足，必须采取措施，补充油藏能量开发[1-3]，然而由于靖边油田具有储层物性差，非均质性强等特征，同时地层裂缝发育，在注水开发过程中容易造成注水水窜严重，含水上升过快，水驱效率降低等现象[3-5]，因此对其进行注水开发效果评价，具有重要的实际意义。

1 墩洼油区开发现状及开发动态分析

墩洼油区开采层位为侏罗系延安组延9油层，油层埋藏中深900 m～1 050 m，开发于2006年，采取了滚动开发的生产方式，2010年开始注水，探明含油面积15.68 km2，探明地质储量673.13×104t。

墩洼油区在2006-2010年为未注水开发阶段，单井产液量及单井产油量下降较快。从2010年开始，墩洼油区基本无新增井数，为使油区高效开发，2010年1月开始注水，日产液量、单井日产油量均显著下降，但是6个月后注水开始见效，单井日产液量、单井日产油量上升后保持平稳，含水率保持稳定。从2014年4月进入全面注水后，单井日产液量、单井日产油量、含水率均保持稳定。

目前有油井121口，日产液量940.0 m3，日产油量118.0 t，综合含水率为85.2%，平均单井日产液7.77 m3，平均单井日产油0.98t。注水井95口，日注水量720.0 m3，平均单井日注量15.32 m3，水驱动用面积11.75 km2，水驱动用储量570.23×104t，水驱动用程度84.7%，原始地层压力6.58 MPa，目前地层压力为4.6 MPa，区域注采比为1:1.3。

2 生产能力分析

2.1 油井利用率分析

墩洼油区油井利用率从2003年5月投产开始油井利用率始终达到100%，油井利用维持在较高水平。通过同步注水稳步提升油井利用率，符合注水对油井的压力稳定要求。同时由于超前注水对地层压力的维持，使油井利用率得到保证[6-8]。

2.2 水井利用率分析

该区水井利用率从2007年7月注水开始以后，从开始的62%经过2年的调整后于2009年5月达到100%。在2013年经过7月到10月水井利用率下降，主要原因是遇到强降雨，之后再度回到100%的水井利用率。期间平均水井利用率为97．95%。说明注水状况良好，不仅为己投产的油井提供了较好的注水条件；也为后来陆续投产的油井，提供了良好的早期注水条件。

3 注水情况

3.1 累计水油比分析

从墩洼油区的累计水油比与采出程度关系曲线来看，伴随着采出程度不断提高，水油比起初较低，随后逐渐升高，到达最高值后随后下降然后保持较平稳的程度（见图1）。前期油井含水较低，随着注水开发，含水率逐步上升，使得累计水油比较高，随着新井逐步投入生产，更重要的是注水开始见效，产油量上升，累计水油比开始降低，故曲线较平缓；由于研究区开采时间不长，随着油田的继续注水开采，预计累计产油量会稳步增长，但累计产水量的增速减缓，累计水油比也将趋于下降。

图1 采出程度与累计水油比关系图Fig.1 Relationship between the degree of recovery and cumulative water oil ratio

3.2 水驱控制程度及注水利用率分析

3.2.1 水驱控制程度低 墩洼油藏注水时间较晚，从2003年至2008年一直缺乏注水，从2008年7月开始注水，但油水井数比较大，达到6.51，井网严重不完善，水驱控制程度只有45%左右。

3.2.2 存水率评价 油藏2008年7月开始注水，注水时间较短，在目前7.43%的采出程度、注采比0.05的条件下，油藏存水率虽有上升趋势，但整体存水率很低（见图2、图3），说明水驱效果在变差，油藏亏空严重，应加强注水。在之后的生产过程中，需要调整注采结构，加强注水，提高存水率，提高注水利用率，改善水驱效果。

图2 理论存水率与采出程度图Fig.2 Theoretical water storage rate and recovery degree chart

图3 实际存水率与采出程度图Fig.3 Actual water storage rate and recovery degree chart

图4 延9油藏综合含水率与采出程度关系图Fig.4 The relationship between the comprehensive water rate and the recovery degree of Yan 9

3.3 综合含水率与采出程度关系

综合含水率与采出程度关系曲线是油藏工程常用的一种曲线。根据墩洼井区延9油藏的生产数据，作出了该油藏综合含水率与采出程度的关系图（见图4）。

从图4可以看出：墩洼井区目前的含水率较高，采出程度较好，后期通过调整措施改善水驱效果，可进一步提高采出程度。

3.4 油井见效特征分析

墩洼油藏连通性较好，油藏目前注水井组一线油井见效达到90%以上，注水见效好，且多为多向见效。

典型井组分析：天3-02井组：该井组注水见效后，月产油量很明显增加，后期产量虽有递减但递减明显减弱。靖48189-04井见效最好，靖42142-04、天3-01油井见效程度相对较弱（见图5）。

图5 墩洼区域天3-02井组见效分析Fig.5 The effect analysis of Tian 3-02 well group of Dunwa oil area

天2-02井组：该井组注水见效后，递减明显减弱。见效较强的油井为靖45183-03，靖45183-02、靖4518 1-02油井见效程度相对较弱（见图6）。

图6 墩洼区域天2-02井组见效分析Fig.6 The effect analysis of Tian 2-02 well group of Dunwa oil area

统计整个油藏，明显见效井占32.08%，一般见效井占33.96%，微弱见效井占33.96%，微弱见效井过多，主要由于井网完善欠缺（见表1）。

表1 墩洼区域注水见效统计表Tab.1 Water flooding effect statistical results of Dunwa oil area

4 注水开发效果评价

4.1 采油速度评价

油藏注水时间晚，区块2003年投产开采，2008年开始注水，井网也欠完善，导致采油速度低，目前采油速度只有0.26%（见图7）。

4.2 油藏压力保持水平评价

分析墩洼油区地层压力变化，在未注水阶段，地层压力逐年下降，2010年投入注水开发后，地层压力逐年上升（见图8）。

统计近两年的测压资料，地层压力变化较大，从1.64 MPa～5.02 MPa，平面分布不均衡，差异较大。墩洼井区自2003年开发，2008年开始注水，注水时间较晚，原始地层压力8.5 MPa，地层压力分布异常偏低（见表2）。

例如：井组靖44160-06累积注采比较高，最高达到1.6，但2013年测试地层压力只有1.64 MPa，说明地层亏空较大（见图9）。靖41160-3油井2013年11月测压，地层压力只有1.64 MPa。说明注水后地层压力仍未恢复到合理地层压力，所以需要继续补充注水，加大注水量。

图7 墩洼区域采油速度图Fig.7 Oil production velocity chart of Dunwa oil area

图8 墩洼油区地层压力变化图Fig.8 Formation pressure variation of the depression in Dunwa oil area

表2 2013年压力恢复测试统计表Tab.2 Statistics table of pressure recovery test in 2013

图9 靖41160-06井组累积注采比分析Fig.9 Cumulative injection production ratio analysis of Jing 41160-06 well group

5 结论及建议

（1）油藏注水时间短，从2003年投产至2008年一直缺乏注水，2008年7月注水至目前，但注采比只有0.05，油水井数比达到6.51，地层亏空严重，存水率为负的50%。

（2）油藏压力保持程度低，油藏压力目前平均为3.72 MPa，相对8.5 MPa的原始地层压力，目前压力保持程度低，压力系数为0.43，平面分布不均衡。

（3）油藏采油速度低，油藏注水时间晚，区块2003年投产开采，2008年开始注水，井网也欠完善，导致采油速度低，目前采油速度只有0.26%。

（4）井网注采欠完善，油水井数比过高，达到4.18，大部分面积没有水井控制，水驱控制程度只有45%左右。

（5）目前油藏采出程度7.43%，采出程度低，潜力大。目前油藏累积产油55.85×104t，采出程度7.43%，剩余地质储量692.54×104t，单井平均剩余地质储量2.52×104t，潜力较好。

［1］ 付金华，李士祥，刘显阳.鄂尔多斯盆地石油勘探地质理论与实践［J］.天然气地球科学，2013，24（6）:1091-1101.

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［3］ 李传亮.油藏工程原理［M］.北京:石油工业出版社，2005: 326-332.

［4］ 孙文涛，黄炳光，唐海．注水开发油藏水驱效果初期潜力评价方法［J］．西南石油大学学报，2007，29（5）：79-81．

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Effect evaluation of water flooding development of Yan 9 reservoir in Jingbian oilfield Dunwa oil area

ZHANG Tianjin1，ZHANG Hai2，LI Pengcheng3
（1.College of Petrol and Environmental Engineering，Yan＇an University，Yan＇an Shanxi 716000，China；2.Yanchang Petroleum Co．，Ltd．，Yulin Shanxi 718500，China；3.Yanchang Petroleum Co．，Ltd．，Dingbian Oilfield，Yulin Shanxi 718600，China）

According to Jingbian oilfield Dunwa oil area Yan 9 low permeability reservoir, reservoir heterogeneity was strong,partial injection well absorbed water uneven,water flooding was complicated.It was difficult to control the problem of water,through research the relationship of injection production wells,oil production capacity,water injection,oil production rate and oil reservoir pressure level of wells network adaptability note,the effect of water flooding was studied.The results showed that reservoir formation time was short,stratum energy serious deficit,oil-water well ratio was too high,reached 4.18,most of the area was not well controlled,the degree of water flooding was only about 45%.Water storage rate was negative 50%,because of low production rate,the production rate was only 0.26%,the cur－rent pressure to maintain a low level,the pressure coefficient was 0.43.At present,the reservoir water injection development effect was poor,great potential.

Dunwa oil area；Yan 9 reservoir；development effect evaluation

TE357.6

A

1673-5285（2017）05-0015-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.004

2017－04-17

国家自然科学基金“陕北地区地物电磁散射与地物参数反演研究”，项目编号：61379026；延安市科学技术研究发展计划项目“安塞油田套损井治理技术方案研究”，项目编号：2013-KG01。

张添锦，女（1982-），甘肃白银人，讲师，主讲石油地质教学和研究工作，邮箱：18329909982@163.com。