注水开发在甘谷驿油田3303井区的应用

高候林

摘要：根据甘谷驿油田目前注水开发现状，由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，注水难度大，还容易被污染堵塞，因此必须要有一套适应低渗透油田注水开发特点的注水工艺技术，通过前期注水效果评价，探索注水开发在甘谷驿油田3303井区的应用。

关键词：低渗透油藏；注水；原油采收率

前言

甘谷驿油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的东南部，地层平缓，倾角小于1度，每公里坡降8～10m。地质构造属于低渗透油藏储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，注水难度大，还容易被污染堵塞，因此必须要有一套适应低渗透油田注水开发特点的注水工艺技术。

在合适的井网部署下，低渗透油田注水也可以见到较好的效果，压力产量稳定回升，特别在污水和低含水采油期比较主动。因而天然能量较小的油田一般采用早期注水保持压力的开发方式。

但低渗透油田油井见水后产液指数大幅度下降，最多可下降50%～60%，即使采取加大生产压差的措施，也难以弥补因产液指数下降所造成的液量损失。因而油井随着含水率的不断上升，产油量则急剧递减，导致低渗透油田低产低效的现象十分普遍和严重。

为了解决这个矛盾，改善低渗透油田的开发效果，对天然能量大的油田可适当推迟注水时间，尽量增加无水和低含水期的原油采收率1。

1、区域概况

3303井区位于甘谷驿油田东南约6km处，该区含油层系为三叠系延长组长6油层组，埋深200～320m，总面积0.7km2。目前，该研究区共有油水井48口，其中采油井38口，注水井10口，地质储量47.6×104t，采出程度10.3%。2

2、油藏特征

油层埋深200-320m，孔隙度为7.9%；渗透率为0.4682×10-3μm2；含油饱和度为37.26%；含水饱和度为30.82%。原油粘度5.755mPa.s（50℃），地面平均密度0.826g/cm3，胶质含量33.5%，初馏点78.5℃，凝固点6℃，地层水矿化度为42910m。3

3、开发历程及开发现状

1974年开始开发，1974-1988年处于上产阶段，1989-1999年处于产量下降阶段，2000-2006年后期加密井调整阶段，在此期间开展了加密井试验，并对加密井进行大规模压裂，加强了油藏地质研究，开展油藏精细描述，为后期的挖潜调整做准备。

注水阶段（2011年9月—至今）：为了探索老油田的剩余资源情况、评价注水效果，2011年9月24日在该区实施了注水开发，该区5月份共有注水井10口（1口转注），连通受益油井38口，水驱控制面积0.65km2。

4、注水效果评价

从综合开发曲线数据分析，该区自2011年9月实施注水，月份平均单井日注量为1.89m?，累计注水4.4×104m?，平均井口压力7.61Mpa，月注采比1.1，累计注采比0.05。月均产液436.98m?，月产油147t，综合含水率66.36%，七年来，通过对注水的不断调整，本区开发效果较好，递减低于全油田平均水平，采油速度平稳，含水呈现稳中有升，符合注水开发规律，注水井平均井口压力和日注水量稍有下降。3

截止2017年6月底，本区月注水量522.07m3，年累计注入量4152.13m3，累计注入量4.4×104m?。平均单井井口压力为7.75Mpa，注水压力较上月有所下降。但3007-1注水井于5月17日以后在压力稳定的情况下注水量增加了几乎一倍，初步分析为3007-2井投产影响，该井的月产液量为130.96 m3，使该井区的地层能量降低，但由于时间比较短，还需进一步观察。但是注水效果明显。

4、总结

3302井区于1974年投产，一直采用溶解气驱衰竭式开采，油井全部投产之后，产油量迅速下降，递减率为6.21%。研究区于2011年9月进行注水开发，通过注水开发效果分析，可以看出，注水初步见效，但是由于油井采用裸眼完井，且各井多次大型压裂，人工缝走向、长度不明，致使注水后，油井受效不均，影响了井区整体的开发效果，井区综合含水迅速升高，井区整体表现为含水较高，日产油量稳产时间较短，需要采取有效的稳油控水的措施。

参考文献：

[1]付国民.甘谷驿油矿唐80井区油藏描述及注水开发对策研究[M].延长油矿管理局甘谷驿油矿·长安大学地球科学与国土资源学院.2004.04

[2]王凤琴.共大滩油藏精细描述[M].延长油矿管理局甘谷驿油矿·长安大学地球科学与国土资源学院.2008.06

[3]梅志超等，陜甘宁分地东部上三叠统长6油层组储集层研究，1994，内刊